Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-24 S

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.
    30/6-24 S
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/6-24
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 850 - 110 SP. 182
    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.
    700-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.10.1991
    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.
    06.12.1991
    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.
    06.12.1993
    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.
    29.03.2014
    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.
    SHOWS
    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.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    120.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3986.0
    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).
    3742.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    33.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    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.
    60° 42' 2.74'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 41' 34.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6729655.59
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    483230.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1855

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-24 S was drilled on the Delta Structure, some 5 km north of the main Oseberg Field area. The primary objective was to test the hydrocarbon potential of the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on 13 October 1991 and drilled to TD at 3986 m (3742 m TVD). The well was offset from the target location and deviated below 1035 m due to the proximity of a 30" gas pipeline above the target co-ordinates. An 8 1/2" pilot hole was drilled from 231 m to 422 m to check for shallow gas, but no shallow gas was found. The well was drilled with spud mud down to 1017 m, with KCl mud from 1017 m to 3300 m, and with Thermadril WBM mud from 3300 m to TD. When running the 9 5/8" casing it stuck at 3052 m. A spot of 25 m3 EZ spot/diesel was added to free the casing and this oil was in the mud down to 3974 m.
    An oil show was recorded on cuttings from a limestone stringer at 2505 m. Top Jurassic, Dunlin Group came in at 3581 m. Dunlin Group had sporadic weak shows on siltstone cuttings. Top of target reservoir Statfjord Group was encountered at 3683 m. It was water bearing with oil shows on core no 1 in a 2-meter zone from 3686 m to 3688 m. Otherwise no hydrocarbon indications were recorded in the well.
    Two cores were cut in the top of the Statfjord Group from 3682 m to 3712 m. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 6 December 1991 as a dry well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1040.00
    3985.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3682.0
    3692.0
    [m ]
    2
    3696.5
    3712.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    25.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3682-3687m
    Kjerne bilde med dybde: 3687-3692m
    Kjerne bilde med dybde: 3696-3701m
    Kjerne bilde med dybde: 3701-3706m
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3711m
    3682-3687m
    3687-3692m
    3696-3701m
    3701-3706m
    3706-3711m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1130.0
    [m]
    DC
    SPT
    1160.0
    [m]
    DC
    SPT
    1190.0
    [m]
    DC
    SPT
    1220.0
    [m]
    DC
    SPT
    1250.0
    [m]
    DC
    SPT
    1280.0
    [m]
    DC
    SPT
    1310.0
    [m]
    DC
    SPT
    1340.0
    [m]
    DC
    SPT
    1370.0
    [m]
    DC
    SPT
    1400.0
    [m]
    DC
    SPT
    1430.0
    [m]
    DC
    SPT
    1460.0
    [m]
    DC
    SPT
    1490.0
    [m]
    DC
    SPT
    1520.0
    [m]
    DC
    SPT
    1550.0
    [m]
    DC
    SPT
    1580.0
    [m]
    DC
    SPT
    1610.0
    [m]
    DC
    SPT
    1640.0
    [m]
    DC
    SPT
    1670.0
    [m]
    DC
    SPT
    1700.0
    [m]
    DC
    SPT
    1730.0
    [m]
    DC
    SPT
    1760.0
    [m]
    DC
    SPT
    1790.0
    [m]
    DC
    SPT
    1820.0
    [m]
    DC
    SPT
    1850.0
    [m]
    DC
    SPT
    1880.0
    [m]
    DC
    SPT
    1910.0
    [m]
    DC
    SPT
    1940.0
    [m]
    DC
    SPT
    2030.0
    [m]
    DC
    SPT
    2060.0
    [m]
    DC
    SPT
    2120.0
    [m]
    DC
    SPT
    2130.0
    [m]
    DC
    SPT
    2150.0
    [m]
    DC
    SPT
    2170.0
    [m]
    DC
    SPT
    2180.0
    [m]
    DC
    SPT
    2210.0
    [m]
    DC
    SPT
    2230.0
    [m]
    DC
    SPT
    2240.0
    [m]
    DC
    SPT
    2270.0
    [m]
    DC
    SPT
    2300.0
    [m]
    DC
    SPT
    2320.0
    [m]
    DC
    SPT
    2330.0
    [m]
    DC
    SPT
    2350.0
    [m]
    DC
    SPT
    2360.0
    [m]
    DC
    SPT
    2390.0
    [m]
    DC
    SPT
    2410.0
    [m]
    DC
    SPT
    2420.0
    [m]
    DC
    SPT
    2440.0
    [m]
    DC
    SPT
    2450.0
    [m]
    DC
    SPT
    2470.0
    [m]
    DC
    SPT
    2480.0
    [m]
    DC
    SPT
    2500.0
    [m]
    DC
    SPT
    2510.0
    [m]
    DC
    SPT
    2525.0
    [m]
    DC
    SPT
    2540.0
    [m]
    DC
    SPT
    2555.0
    [m]
    DC
    SPT
    2570.0
    [m]
    DC
    SPT
    2600.0
    [m]
    DC
    SPT
    2615.0
    [m]
    DC
    SPT
    2630.0
    [m]
    DC
    SPT
    2645.0
    [m]
    DC
    SPT
    2675.0
    [m]
    DC
    SPT
    2720.0
    [m]
    DC
    SPT
    2735.0
    [m]
    DC
    SPT
    2750.0
    [m]
    DC
    SPT
    2765.0
    [m]
    DC
    SPT
    2780.0
    [m]
    DC
    SPT
    2795.0
    [m]
    DC
    SPT
    2810.0
    [m]
    DC
    SPT
    2825.0
    [m]
    DC
    SPT
    2840.0
    [m]
    DC
    SPT
    2855.0
    [m]
    DC
    SPT
    2870.0
    [m]
    DC
    SPT
    2885.0
    [m]
    DC
    SPT
    2900.0
    [m]
    DC
    SPT
    2915.0
    [m]
    DC
    SPT
    2930.0
    [m]
    DC
    SPT
    2945.0
    [m]
    DC
    SPT
    2960.0
    [m]
    DC
    SPT
    2975.0
    [m]
    DC
    SPT
    2990.0
    [m]
    DC
    SPT
    3005.0
    [m]
    DC
    SPT
    3020.0
    [m]
    DC
    SPT
    3035.0
    [m]
    DC
    SPT
    3050.0
    [m]
    DC
    SPT
    3065.0
    [m]
    DC
    SPT
    3095.0
    [m]
    DC
    SPT
    3260.0
    [m]
    DC
    SPT
    3275.0
    [m]
    DC
    SPT
    3290.0
    [m]
    DC
    SPT
    3305.0
    [m]
    DC
    SPT
    3320.0
    [m]
    DC
    SPT
    3335.0
    [m]
    DC
    SPT
    3350.0
    [m]
    DC
    SPT
    3365.0
    [m]
    DC
    SPT
    3380.0
    [m]
    DC
    SPT
    3395.0
    [m]
    DC
    SPT
    3410.0
    [m]
    DC
    SPT
    3425.0
    [m]
    DC
    SPT
    3440.0
    [m]
    DC
    SPT
    3455.0
    [m]
    DC
    SPT
    3472.0
    [m]
    DC
    SPT
    3485.0
    [m]
    DC
    SPT
    3500.0
    [m]
    DC
    SPT
    3515.0
    [m]
    DC
    SPT
    3527.0
    [m]
    DC
    SPT
    3547.0
    [m]
    DC
    SPT
    3575.0
    [m]
    DC
    SPT
    3580.0
    [m]
    DC
    SPT
    3582.0
    [m]
    DC
    SPT
    3585.0
    [m]
    DC
    SPT
    3590.0
    [m]
    DC
    SPT
    3600.0
    [m]
    DC
    SPT
    3602.0
    [m]
    DC
    SPT
    3605.0
    [m]
    DC
    SPT
    3615.0
    [m]
    DC
    SPT
    3625.0
    [m]
    DC
    SPT
    3635.0
    [m]
    DC
    SPT
    3645.0
    [m]
    DC
    SPT
    3655.0
    [m]
    DC
    SPT
    3665.0
    [m]
    DC
    SPT
    3675.0
    [m]
    DC
    SPT
    3683.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3685.0
    [m]
    DC
    SPT
    3686.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3689.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3691.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3691.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3696.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3704.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3707.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3707.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3709.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3745.0
    [m]
    DC
    SPT
    3755.0
    [m]
    DC
    SPT
    3765.0
    [m]
    DC
    SPT
    3775.0
    [m]
    DC
    SPT
    3785.0
    [m]
    DC
    SPT
    3795.0
    [m]
    DC
    SPT
    3805.0
    [m]
    DC
    SPT
    3815.0
    [m]
    DC
    SPT
    3825.0
    [m]
    DC
    SPT
    3835.0
    [m]
    DC
    SPT
    3845.0
    [m]
    DC
    SPT
    3855.0
    [m]
    DC
    SPT
    3865.0
    [m]
    DC
    SPT
    3875.0
    [m]
    DC
    SPT
    3885.0
    [m]
    DC
    SPT
    3905.0
    [m]
    DC
    SPT
    3915.0
    [m]
    DC
    SPT
    3927.0
    [m]
    DC
    SPT
    3935.0
    [m]
    DC
    SPT
    3947.0
    [m]
    DC
    SPT
    3955.0
    [m]
    DC
    SPT
    3965.0
    [m]
    DC
    SPT

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.17
    pdf
    2.81

  • 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
    0.49
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.63

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIL LSS SP GR AMS
    970
    2987
    DIL LSS SP GR AMS
    3056
    3989
    FMS4 GR AMS
    3056
    3990
    LDL CNL GR CAL AMS
    970
    2987
    LDL CNL GR CAL AMS
    3056
    3990
    MWD
    145
    3741
    RFT HP GR AMS
    3687
    3783
    VSP
    300
    3560
    VSP
    1400
    3040
    VSP
    3940
    3960

  • 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
    231.0
    36
    231.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1004.0
    17 1/2
    1017.0
    1.95
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3052.0
    12 1/4
    3070.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3986.0
    8 1/2
    3986.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    199
    1.05
    WATER BASED
    15.10.1991
    231
    1.05
    WATER BASED
    15.10.1991
    422
    1.05
    WATER BASED
    17.10.1991
    863
    1.05
    WATER BASED
    18.10.1991
    1017
    1.20
    WATER BASED
    18.10.1991
    1017
    1.20
    WATER BASED
    21.10.1991
    1017
    0.00
    WATER BASED
    21.10.1991
    1017
    1.08
    WATER BASED
    22.10.1991
    1017
    1.20
    WATER BASED
    21.10.1991
    1195
    1.10
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    23.10.1991
    1458
    1.38
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    24.10.1991
    1740
    1.40
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    25.10.1991
    2206
    1.40
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    29.10.1991
    2264
    1.41
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    29.10.1991
    2457
    1.40
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    29.10.1991
    2722
    1.39
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    31.10.1991
    2742
    1.40
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    01.11.1991
    2745
    1.40
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    2794
    1.40
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    2906
    1.46
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    2966
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    05.11.1991
    3026
    1.40
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    06.11.1991
    3070
    1.40
    26.0
    14.0
    WATER BASED
    08.11.1991
    3070
    1.39
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    3070
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    07.11.1991
    3070
    1.40
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    3070
    1.40
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    3070
    1.40
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    3112
    1.34
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    13.11.1991
    3165
    1.32
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    14.11.1991
    3326
    1.30
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    15.11.1991
    3412
    1.37
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    3530
    1.41
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    3541
    1.40
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    3587
    1.40
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    3587
    1.39
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    20.11.1991
    3632
    1.40
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    21.11.1991
    3689
    1.41
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    22.11.1991
    3712
    1.41
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    3819
    1.40
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    3974
    1.40
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    3986
    1.40
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    26.11.1991
    3986
    1.40
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    27.11.1991
    3986
    1.40
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    28.11.1991
    3986
    1.40
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    02.12.1991
    3986
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    29.11.1991
    3986
    1.40
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    02.12.1991

  • 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
    0.24