Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/8-1

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/8-1
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8404 - 221 SP. 215
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    488-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    118
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.11.1985
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    08.03.1986
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    08.03.1988
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    28.05.2003
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    325.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3610.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    3577.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    13.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    131
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 21' 53.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 25' 57.57'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6803722.25
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    469666.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    854

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-1 was drilled on the main prospect "A" in the block. A main rotated fault block flanking the Viking Graben defines the prospect. The closure of the prospect was mainly dependant upon a sealing fault separating the prospect from the structurally higher Gullfaks area. The main objectives of the well were to prove possible hydrocarbon accumulations in the structurally and stratigraphically highest reservoir zone (the Brent Group) in an optimal position, to verify the interpretation regarding the stratigraphic and structural evolution, and to drill in a position that tested both the structural closure and the sealing fault on the "A" prospect.
    Secondary objectives of the well were to test the hydrocarbon potential, the stratigraphy and the reservoir quality in the Cook, Statfjord, and upper Lunde Formations; to drill in a position where the Brent Group showed no or minor erosion; and to drill in a position which left small quantities of hydrocarbons untested up dip in the Brent Group. The prognosed depth was 3750 m, ca 100 m into sands of the upper Lunde Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/8-1 was spudded with the semi-submersible installation "Treasure Scout" 11 November 1985 and drilled to a total depth of 3610 m in the Triassic Lunde Formation. Certain problems were experienced in the beginning, and the well had to be re-spudded. After this drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 925 m and with KCl polymer mud from 925 m to TD. The well penetrated a near complete Brent Group. The reservoir top came in at 2767 m, approx. 80 a higher than prognosed. Logs and RFT data show that it is a probability of gas down to 2854 and the oil/water contact is at 2864 m. Thirteen cores were cut in the well, 10 cores in the Brent Group, one in the Cook Formation, and one in the Lunde Formation. Two sets of segregated RFT samples were retrieved from 2852.5 m and 2858 m, in the gas zone and one in the oil zone respectively.
    The well was plugged and abandoned on 8 March 1986 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the well, DST 1 in the water zone, DST 2 in the oil zone and DST 3 in the gas zone. DST 2 experienced gas coning which could indicate that the oil is difficult to produce.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    3610.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2768.0
    2793.8
    [m ]
    2
    2794.0
    2821.9
    [m ]
    3
    2822.0
    2830.8
    [m ]
    4
    2839.5
    2853.0
    [m ]
    5
    2854.0
    2882.0
    [m ]
    6
    2882.0
    2892.2
    [m ]
    7
    2894.0
    2920.0
    [m ]
    8
    2920.0
    2928.2
    [m ]
    9
    2929.0
    2947.7
    [m ]
    10
    2947.7
    2974.7
    [m ]
    11
    3044.0
    3064.6
    [m ]
    12
    3294.0
    3316.1
    [m ]
    13
    3512.0
    3520.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    245.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2774m
    Kjerne bilde med dybde: 2774-2780m
    Kjerne bilde med dybde: 2780-2786m
    Kjerne bilde med dybde: 2786-2792m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2794m
    2768-2774m
    2774-2780m
    2780-2786m
    2786-2792m
    2792-2794m
    Kjerne bilde med dybde: 2794-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 2800-2806m
    Kjerne bilde med dybde: 2806-2812m
    Kjerne bilde med dybde: 2812-2818m
    Kjerne bilde med dybde: 2818-2822m
    2794-3000m
    2800-2806m
    2806-2812m
    2812-2818m
    2818-2822m
    Kjerne bilde med dybde: 2822-2828m
    Kjerne bilde med dybde: 2828-2831m
    Kjerne bilde med dybde: 2840-2845m
    Kjerne bilde med dybde: 2845-2851m
    Kjerne bilde med dybde: 2851-2853m
    2822-2828m
    2828-2831m
    2840-2845m
    2845-2851m
    2851-2853m
    Kjerne bilde med dybde: 2854-2860m
    Kjerne bilde med dybde: 2860-2867m
    Kjerne bilde med dybde: 2866-2872m
    Kjerne bilde med dybde: 2872-2878m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2882m
    2854-2860m
    2860-2867m
    2866-2872m
    2872-2878m
    2878-2882m
    Kjerne bilde med dybde: 2882-2888m
    Kjerne bilde med dybde: 2888-2893m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2900m
    Kjerne bilde med dybde: 2900-2906m
    Kjerne bilde med dybde: 2906-2912m
    2882-2888m
    2888-2893m
    2894-2900m
    2900-2906m
    2906-2912m
    Kjerne bilde med dybde: 2912-2918m
    Kjerne bilde med dybde: 2918-2920m
    Kjerne bilde med dybde: 2920-2925m
    Kjerne bilde med dybde: 2926-2929m
    Kjerne bilde med dybde: 2929-2935m
    2912-2918m
    2918-2920m
    2920-2925m
    2926-2929m
    2929-2935m
    Kjerne bilde med dybde: 2935-2941m
    Kjerne bilde med dybde: 2941-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2950m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2959m
    2935-2941m
    2941-2947m
    2947-2950m
    2947-2953m
    2953-2959m
    Kjerne bilde med dybde: 2959-2965m
    Kjerne bilde med dybde: 2965-2971m
    Kjerne bilde med dybde: 2971-2975m
    Kjerne bilde med dybde: 3062-3065m
    Kjerne bilde med dybde: 3044-3050m
    2959-2965m
    2965-2971m
    2971-2975m
    3062-3065m
    3044-3050m
    Kjerne bilde med dybde: 3050-3056m
    Kjerne bilde med dybde: 3056-3062m
    Kjerne bilde med dybde: 3294-3300m
    Kjerne bilde med dybde: 3300-3306m
    Kjerne bilde med dybde: 3306-3312m
    3050-3056m
    3056-3062m
    3294-3300m
    3300-3306m
    3306-3312m
    Kjerne bilde med dybde: 3312-3316m
    Kjerne bilde med dybde: 3512-3518m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3521m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3312-3316m
    3512-3518m
    3518-3521m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    2880.00
    2900.00
    18.02.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2811.40
    2814.40
    OIL
    24.02.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2726.80
    2765.20
    CONDENSATE
    01.03.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.87
    pdf
    1.91
    pdf
    1.62
    pdf
    1.76

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.31
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    47.20

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2880
    2900
    11.1
    2.0
    2845
    2857
    9.5
    3.0
    2768
    2807
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    42.200
    106
    2.0
    41.600
    105
    3.0
    41.400
    102
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2400
    0.620
    3
    2.0
    429
    248000
    0.834
    0.660
    579
    3.0
    447
    952110
    0.745
    0.670
    2130

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    100
    2739
    CBL VDL
    745
    1750
    CST
    454
    920
    CST
    1015
    1724
    CST
    1778
    2367
    CST
    2400
    3592
    DLL MSFL CAL GR
    2720
    2916
    DLWD - GR SNRES
    1800
    3610
    ISF LSS MSFL SP GR
    2379
    2918
    ISF LSS SP GR
    437
    928
    ISF LSS SP GR
    903
    1747
    ISF LSS SP GR
    1754
    2373
    ISF LSS SP GR
    2733
    3609
    LDL CAL GR
    903
    1747
    LDL CNL NGT CAL
    2379
    2919
    LDL CNL NGT CAL
    2767
    3611
    LDT CNL CAL GR
    1754
    2374
    RFT
    2768
    2817
    RFT
    2768
    2993
    RFT
    2843
    2865
    RFT
    2865
    3051
    RFT
    2865
    3600
    RFT SAMPLE
    2852
    2852
    RFT SAMPLE
    2858
    2858
    SHDT GR
    1754
    2374
    SHDT GR
    2379
    3611
    VSP
    100
    3595

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    437.0
    36
    438.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    903.0
    26
    1554.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1754.0
    17 1/2
    1770.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2379.0
    12 1/4
    2398.0
    1.82
    LOT
    LINER
    7
    3610.0
    8 1/2
    3610.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    438
    1.05
    12.0
    20.0
    WATER BASED
    10.11.1985
    438
    1.24
    14.0
    20.0
    WATER BASED
    12.11.1985
    438
    1.05
    9.0
    14.0
    WATER BASED
    13.11.1985
    438
    1.05
    10.0
    18.0
    WATER BASED
    10.11.1985
    569
    1.08
    8.0
    21.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    925
    1.12
    8.0
    25.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    925
    1.11
    8.0
    16.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    925
    1.15
    7.0
    16.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    925
    1.11
    8.0
    16.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    935
    1.21
    7.0
    19.0
    WATER BASED
    19.11.1985
    935
    1.23
    7.0
    17.0
    WATER BASED
    20.11.1985
    935
    1.21
    12.0
    14.0
    WATER BASED
    24.11.1985
    938
    1.15
    17.0
    13.0
    WATER BASED
    24.11.1985
    1189
    1.18
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    24.11.1985
    1554
    1.16
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    26.11.1985
    1770
    1.20
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    27.11.1985
    1770
    1.20
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    28.11.1985
    1770
    1.17
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1985
    1773
    1.20
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    1821
    1.25
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    1929
    1.25
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    2065
    1.26
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    04.12.1985
    2121
    1.32
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    03.12.1985
    2179
    1.66
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    04.03.1986
    2267
    1.40
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    05.12.1985
    2375
    1.53
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    2395
    1.53
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    2398
    1.52
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    2461
    1.52
    28.0
    7.0
    WATER BASED
    11.12.1985
    2540
    1.51
    34.0
    8.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2655
    1.51
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2737
    1.51
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2765
    1.55
    12.0
    2.0
    WATER BASED
    05.03.1986
    2768
    1.69
    37.0
    16.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2787
    1.70
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    16.12.1985
    2807
    1.70
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    03.03.1986
    2822
    1.69
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    17.12.1985
    2833
    1.70
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    18.12.1985
    2850
    1.70
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    26.02.1986
    2850
    1.70
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    27.02.1986
    2854
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    25.02.1986
    2854
    1.69
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2856
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    23.02.1986
    2856
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    24.02.1986
    2874
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    20.02.1986
    2874
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    23.02.1986
    2894
    1.69
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2900
    1.64
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    17.02.1986
    2900
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    18.02.1986
    2900
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    19.02.1986
    2920
    1.69
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2920
    1.69
    21.0
    14.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2920
    1.69
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2920
    1.69
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    23.12.1985
    2920
    1.69
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2920
    1.69
    19.0
    13.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2920
    1.69
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2920
    1.66
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2920
    1.66
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2920
    1.66
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    2947
    1.66
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    02.01.1986
    2975
    1.66
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    02.01.1986
    3014
    1.66
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    02.01.1986
    3019
    1.66
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    12.02.1986
    3019
    1.66
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    13.02.1986
    3019
    1.66
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    10.02.1986
    3019
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    12.02.1986
    3019
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    17.02.1986
    3021
    1.66
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    10.02.1986
    3023
    1.66
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    10.02.1986
    3035
    1.66
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    10.02.1986
    3044
    1.66
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3065
    1.66
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3185
    1.66
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3247
    1.66
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    07.01.1986
    3278
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    07.01.1986
    3318
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    08.01.1986
    3341
    1.66
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    09.01.1986
    3344
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3344
    1.66
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3344
    1.66
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    14.01.1986
    3344
    1.68
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    15.01.1986
    3351
    1.66
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    16.01.1986
    3351
    1.68
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3351
    1.67
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3351
    1.67
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    20.01.1986
    3352
    1.68
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    21.01.1986
    3368
    1.66
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    22.01.1986
    3455
    1.66
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3484
    1.67
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3512
    1.66
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3528
    1.66
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3610
    1.66
    20.0
    15.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3610
    1.66
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3610
    1.66
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    3610
    1.66
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    3610
    1.66
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    02.02.1986
    3610
    1.66
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3610
    1.66
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    04.02.1986
    3610
    1.66
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    06.02.1986
    3610
    1.66
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    02.02.1986
    3610
    1.66
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    02.02.1986
    3885
    1.56
    12.0
    2.0
    WATER BASED
    08.03.1986

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2855.55
    [m ]
    4292.92
    [m ]
    4273.76
    [m ]
    2879.35
    [m ]
    3519.45
    [m ]
    3514.55
    [m ]
    3512.30
    [m ]
    3308.17
    [m ]
    3298.30
    [m ]
    3057.70
    [m ]
    3047.68
    [m ]
    2954.70
    [m ]
    2943.16
    [m ]
    2925.65
    [m ]
    2911.60
    [m ]
    2900.50
    [m ]
    2889.30
    [m ]
    2851.57
    [m ]
    2847.73
    [m ]
    2825.30
    [m ]
    2814.70
    [m ]
    2799.48
    [m ]
    2789.20
    [m ]
    2768.00
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23