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

6407/6-4

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.
    6407/6-4
    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).
    APPRAISAL
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/6-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8402 - 114 SP. 1420
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    654-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    41
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.10.1990
    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.
    13.12.1990
    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.
    13.12.1992
    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.
    09.03.2009
    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.
    APPRAISAL
    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 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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    219.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3126.0
    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).
    3125.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 37' 36.77'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 40' 51'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7167706.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436926.45
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1604

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/6-4 drilled the Mikkel Structure in the Bremstein Fault Complex, which separates the Trøndelag Platform in the east from the Halten Terrace in the west. The structure is an anticline aligned north-south. The well was planned to reach a total depth of 3150 m. There were no anomalous amplitudes at the planned well location, but there was an indication of shallow gas at 401 to 505 m. The purpose of drilling was to test the possibility of a significant oil leg in the southern part of the Mikkel Structure and to test the communication between the Garn- and Ile Formations in the southern part of the structure.
    Operations and results
    Appraisal well 6407/6-4 was spudded 31 October 1990 by the semi-submersible installation Ross Rig and drilled to TD at 3126 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. The well was started with a 9 7/8" pilot hole down to 1088 m due to the possibility of shallow gas. No shallow gas was encountered. The well was then opened up and drilled with sea water and viscous pills down to 1085 m, and with KCl/polymer mud from 1085 m to TD. No significant technical problems were encountered in the operations.
    The Garn Formation was penetrated at 2651 m (26 m deeper than prognosis) and was 101 m thick. The reservoir quality of this sandstone was good. The only oil shows recorded during the drilling were in the Garn Formation at 2658 - 2686 m. These were of a poor quality consisting of very dull yellow direct fluorescence, weak light yellow streaming cut fluorescence with a milky cut colour. The shows were patchy with no oil bleeding or hydrocarbon odour being noted.
    Two cores were cut in the well, the first in the Garn Formation of the Fangst Group and the second in the Åre Formation of the Båt Group, both with 100% recovery. The RFT tool was run in the Båt and Fangst Groups. A comparison of pore pressure in the Ile and Tilje Formations show they have slightly higher pore pressure than the Garn Formation. This imply the formations may not be in communication. An RFT fluid sample was obtained from 2661 m in the Garn Formation. It recovered only water.
    The well was permanently abandoned on 13 December 1990 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]
    1090.00
    3126.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2658.0
    2686.0
    [m ]
    2
    3082.0
    3095.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    41.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2658-2663m
    Kjerne bilde med dybde: 2663-2668m
    Kjerne bilde med dybde: 2668-2673m
    Kjerne bilde med dybde: 2673-2678m
    Kjerne bilde med dybde: 2678-2683m
    2658-2663m
    2663-2668m
    2668-2673m
    2673-2678m
    2678-2683m
    Kjerne bilde med dybde: 2683-2686m
    Kjerne bilde med dybde: 3082-3087m
    Kjerne bilde med dybde: 3087-3092m
    Kjerne bilde med dybde: 3092-3095m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2683-2686m
    3082-3087m
    3087-3092m
    3092-3095m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1117.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1291.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1341.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1378.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1425.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1437.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1448.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1452.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1513.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1528.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1584.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1611.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1912.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1916.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2221.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2236.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2252.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2329.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2331.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2344.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2473.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2522.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2535.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2536.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2541.0
    [m]
    DC
    RRI
    2544.0
    [m]
    DC
    RRI
    2547.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2553.0
    [m]
    DC
    RRI
    2556.0
    [m]
    DC
    RRI
    2559.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2562.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2565.0
    [m]
    DC
    RRI
    2568.0
    [m]
    DC
    RRI
    2572.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2575.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2579.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2583.0
    [m]
    DC
    RRI
    2585.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2589.0
    [m]
    DC
    RRI
    2592.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2595.0
    [m]
    RRI
    RRI
    2598.0
    [m]
    DC
    RRI
    2601.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2604.0
    [m]
    DC
    RRI
    2607.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2613.0
    [m]
    DC
    RRI
    2616.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2619.0
    [m]
    DC
    RRI
    2622.0
    [m]
    DC
    RRI
    2625.0
    [m]
    DC
    RRI
    2631.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2634.0
    [m]
    DC
    RRI
    2637.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2643.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2652.0
    [m]
    DC
    RRI
    2658.0
    [m]
    C
    RRI
    2663.0
    [m]
    C
    RRI
    2677.0
    [m]
    C
    RRI
    2691.0
    [m]
    DC
    RRI
    2712.0
    [m]
    DC
    RRI
    2729.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2751.0
    [m]
    DC
    RRI
    2769.0
    [m]
    DC
    RRI
    2781.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2805.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2829.0
    [m]
    DC
    RRI
    2841.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2856.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2871.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2889.0
    [m]
    DC
    RRI
    2901.0
    [m]
    DC
    RRI
    2905.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2915.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2925.0
    [m]
    DC
    RRI
    2933.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2942.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2949.0
    [m]
    DC
    RRI
    2961.0
    [m]
    DC
    RRI
    2972.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2982.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2993.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2997.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3009.0
    [m]
    DC
    RRI
    3021.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3038.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3047.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3056.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3069.0
    [m]
    DC
    RRI
    3082.0
    [m]
    C
    RRI
    3099.0
    [m]
    DC
    RRI
    3105.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3114.0
    [m]
    DC
    RRI
    3126.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    0.00
    0.00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13
    pdf
    7.68
    pdf
    0.44
    pdf
    0.62

  • 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
    0.18
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    28.72

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    168
    2496
    CST
    1090
    2490
    CST
    2511
    3105
    DIL LSS GR
    1079
    3130
    LDL CAL GR AMS
    1079
    3130
    MWD
    243
    3082
    RFT
    2661
    2965
    SHDT
    2496
    3129
    VSP
    400
    3120

  • 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
    353.0
    36
    357.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1079.0
    26
    1085.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2492.0
    17 1/2
    2500.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3126.0
    12 1/4
    3126.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    279
    1.02
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    352
    1.02
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    356
    1.02
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    507
    1.01
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    01.11.1990
    596
    1.02
    67.0
    13.0
    WATER BASED
    07.11.1990
    870
    1.02
    67.0
    13.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    1078
    1.02
    67.0
    13.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    1082
    1.02
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    02.11.1990
    1085
    1.06
    14.0
    100.0
    WATER BASED
    12.11.1990
    1088
    1.02
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    1426
    1.37
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    1770
    1.55
    28.0
    30.0
    WATER BASED
    15.11.1990
    2042
    1.60
    24.0
    32.0
    WATER BASED
    15.11.1990
    2082
    1.62
    17.0
    15.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2352
    1.62
    17.0
    20.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2439
    1.62
    21.0
    17.0
    WATER BASED
    22.11.1990
    2500
    1.62
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    22.11.1990
    2500
    1.62
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2514
    1.62
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2658
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    28.11.1990
    2686
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    29.11.1990
    2769
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    30.11.1990
    2965
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    03.12.1990
    3082
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    03.12.1990
    3095
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    3126
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    3126
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    3126
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    11.12.1990
    3126
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    12.12.1990
    3126
    1.20
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    14.12.1990

  • 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
    0.27