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

2/4-16

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.
    2/4-16
    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.
    SUSPENDED
    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.
    2/4-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BB-87-043A- SP. 10870
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    680-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    182
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.05.1991
    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.
    04.11.1991
    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.
    04.11.1993
    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.
    18.01.2007
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    67.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4996.0
    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).
    4995.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    172
    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.
    MIDDLE 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.
    BRYNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 40' 39.41'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 9' 2.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6281650.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    509240.64
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1702

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/4-16 was drilled on the eastern margin of the Feda Graben North of the Albuskjell and Ekofisk Fields in the North Sea. Geologically the area consists of three sub-platforms. These are separated by large NW-SE striking normal faults down-faulted to the southwest and stepping down to the Feda Graben in the southern part of the block. The 2/4-16 well is located in the centre of the licence area on the same down faulted segment as the blowout wells 2/4-13, -14 and -15. Shallow gas was predicted from seismic anomalies at 10 different levels, and several precautions and actions were carried out to be able to handle potential gas-charged shallow gas.
    The main objective for the well was to test the Late Jurassic, expected to contain a thick sand resting unconformable on the Middle Jurassic. This objective was the basis also for the 2/4-14 well. A secondary objective for the well was to penetrate the Middle Jurassic and 150 m into the Triassic sequence to test for possible hydrocarbon bearing sandstones sequences.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 7 May 1991 and drilled to TD at 4996 m in the Middle Jurassic Bryne Formation. Shallow gas was detected at 522, 606, 628 and 675 m during drilling of 9 7/8" pilot hole. While drilling through very hard chalk rocks in the 12,6" section severe problems with the drilling equipment was experienced. The hard rocks also caused 8.5 days of delay due to ten washouts and fishing jobs. In addition the vibration together with high temperature caused twelve failures to the MWD tools, and also problems related to equipment deliveries. When drilling down to 4996 m the top drive saver sub had to be changed out due to a washout. During change of saver sub, the well started flowing uncontrolled up through the drill string, and the drill pipe was cut with the shear ram. Fifty-eight days were spent from shearing the pipe until temporary abandoning the well was decided. The well was drilled with spud mud down to 424 m, with gel mud from 424 m to 951 m, with KCl mud from 951 m to 4726 m, with a reduced ph water based mud from 4726 m to 4910 m, and with HI TEMP Polymer mud from 4910 m to TD.
    A detailed study of the logs indicated no gas in the sand beds at 497 m and 832 m. Gas peaks were observed only on the MWD in the following thin sand beds from: 520.8 - 521.5 m, 604.5 - 606.2 m, 625 - 626 m and 675.5 - 676.1 m. This was later verified on the wire line logs, with a 3 m depth shift. This was interpreted as "original" gas, as similar observations were experienced at similar depths (520, 605 and 625 m in wells 2/4-13, 14 and 15).
    There were no hydrocarbon indications from the logs in the well. The only indications from sidewall cores were some very weak shows in 3140 to 3155 m in the Balder Formation. Post-well organic geochemical analyses also reported migrant hydrocarbons in the interval 4638 to 4737 m in the Cromer Knoll Group.
    The 2/4-16 well consisted of a 3341 m thick Cenozoic sequence. The Late Miocene to Pliocene Nordland Group was mainly composed of sand and clay down to 900 m. The rest of the Nordland Group and the Hordaland Group was dominated by claystones with thin beds of sandstone and limestone. The Late Paleocene Rogaland Group at 3140 m consisted of the characteristic tuffaceous claystone in the upper part. The middle part was dominated by claystone with traces of limestone/dolomite becoming claystone interbedded with limestone and marl downwards. The 1321 m thick chalk sequence of the Shetland Group rested unconformable on claystone and marl of the Early Cretaceous Cromer Knoll Group. The 140 m thick Tyne Group was dominated by claystones and siltstones with thin beds of limestone/dolomite. The final section above TD was 119 m of Vestland Group siltstones and shales with minor sand and coal beds.
    No conventional cores were cut and no wire line fluid samples taken. A total of 371 sidewall cores were attempted, of which 147 were recovered.
    Due to the gas kick at 4996 m the well was terminated without having reached the Triassic target. The well was suspended on 4 November 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]
    430.00
    4996.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3270.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3350.0
    [m]
    DC
    RRI
    3370.0
    [m]
    DC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3410.0
    [m]
    DC
    RRI
    3430.0
    [m]
    DC
    RRI
    4600.0
    [m]
    DC
    RRI
    4610.0
    [m]
    DC
    RRI
    4620.0
    [m]
    DC
    RRI
    4630.0
    [m]
    DC
    RRI
    4640.0
    [m]
    DC
    RRI
    4650.0
    [m]
    DC
    RRI
    4660.0
    [m]
    DC
    RRI
    4670.0
    [m]
    DC
    RRI
    4680.0
    [m]
    DC
    RRI
    4690.0
    [m]
    DC
    RRI
    4700.0
    [m]
    DC
    RRI
    4710.0
    [m]
    DC
    RRI
    4720.0
    [m]
    DC
    RRI
    4737.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.82

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.89

  • 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
    1.02
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    40.57

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    2890
    4650
    CBL VDL GR
    2890
    4650
    CST GR
    2890
    4650
    CST GR
    4634
    4910
    DIL LSS MSFL GR SP
    409
    948
    DIS MSDL LSS GR AMS
    4634
    4910
    DLL LSS MSFL GR SP
    936
    2899
    DLL LSS MSFL GR SP
    2890
    4650
    LDL CNL GR
    409
    948
    LDL CNL GR AMS
    2890
    4650
    LDL CNL GR AMS
    4634
    4910
    LDL GR CAL
    936
    2899
    MSCT
    4634
    4910
    MWD - GR RES DIR TEMP
    170
    4910
    RFT
    409
    948
    RFT GR TLC AMS
    4634
    4910
    SHDT GR AMS
    2890
    4650
    SHDT GR AMS
    4634
    4910
    VELOCITY
    1000
    4630

  • 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
    167.0
    36
    170.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    24
    410.0
    30
    424.0
    1.44
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    937.0
    24
    951.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    14
    2897.0
    17 1/2
    2912.0
    1.93
    LOT
    INTERM.
    10 3/4
    4632.0
    12 1/2
    4650.0
    2.20
    LOT
    INTERM.
    7 5/8
    4892.0
    9 1/2
    4910.0
    2.35
    LOT
    OPEN HOLE
    4963.0
    6
    4996.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    424
    1.05
    WATER BASED
    431
    1.27
    11.0
    WATER BASED
    770
    1.27
    4.0
    WATER BASED
    951
    1.25
    14.0
    WATER BASED
    968
    1.39
    31.0
    WATER BASED
    1330
    1.60
    33.0
    WATER BASED
    1335
    1.60
    31.0
    WATER BASED
    1427
    1.70
    39.0
    WATER BASED
    1703
    1.72
    63.0
    WATER BASED
    1991
    1.72
    49.0
    WATER BASED
    2164
    1.72
    66.0
    WATER BASED
    2212
    1.72
    47.0
    WATER BASED
    2488
    1.72
    52.0
    WATER BASED
    2674
    1.72
    47.0
    WATER BASED
    2897
    1.70
    37.0
    WATER BASED
    2912
    1.72
    51.0
    WATER BASED
    2927
    1.72
    40.0
    WATER BASED
    2933
    1.72
    44.0
    WATER BASED
    4089
    1.67
    23.0
    WATER BASED
    4127
    1.67
    25.0
    WATER BASED
    4155
    1.67
    25.0
    WATER BASED
    4188
    1.67
    22.0
    WATER BASED
    4205
    1.67
    24.0
    WATER BASED
    4288
    1.67
    22.0
    WATER BASED
    4305
    1.67
    23.0
    WATER BASED
    4354
    1.67
    24.0
    WATER BASED
    4427
    1.67
    25.0
    WATER BASED
    4428
    1.67
    25.0
    WATER BASED
    4441
    1.67
    25.0
    WATER BASED
    4473
    1.67
    25.0
    WATER BASED
    4491
    1.72
    33.0
    WATER BASED
    4512
    1.75
    35.0
    WATER BASED
    4547
    1.75
    28.0
    WATER BASED
    4583
    1.75
    27.0
    WATER BASED
    4594
    1.80
    29.0
    WATER BASED
    4632
    2.12
    19.0
    WATER BASED
    4650
    1.85
    29.0
    WATER BASED
    4655
    2.00
    28.0
    WATER BASED
    4697
    2.02
    31.0
    WATER BASED
    4726
    2.06
    25.0
    WATER BASED
    4727
    2.06
    26.0
    WATER BASED
    4742
    2.10
    25.0
    WATER BASED
    4754
    2.12
    28.0
    WATER BASED
    4771
    2.12
    23.0
    WATER BASED
    4803
    2.12
    24.0
    WATER BASED
    4838
    2.12
    22.0
    WATER BASED
    4893
    2.12
    24.0
    WATER BASED
    4910
    2.12
    21.0
    WATER BASED
    4914
    2.12
    18.0
    WATER BASED
    4917
    2.12
    18.0
    WATER BASED
    4924
    2.20
    48.0
    WATER BASED
    4935
    2.20
    33.0
    WATER BASED
    4951
    2.12
    29.0
    WATER BASED
    4996
    2.20
    33.0
    WATER BASED

  • 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
    0.22