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

7119/9-1

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.
    7119/9-1
    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.
    BARENTS SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7119/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8301 - 559 OG EL 8401 - 209
    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.
    Elf Aquitaine Norge A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    421-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    90
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.06.1984
    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.
    25.09.1984
    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.
    25.09.1986
    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.
    04.01.2005
    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.
    DRY
    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.
    201.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3248.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    112
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 24' 53.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    19° 49' 43.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7924275.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    458333.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    132

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 7119/9-1 is located on the Ringvassøy ? Loppa Fault Complex west of the Snøhvit Field area. The well was designed to test a narrow horst, elongated in a NE-SW direction. The horst brings the main prospect, the Middle to Lower Jurassic Sandstones up to a depth of about 2700 m, in a position surrounded with Cretaceous Shale. The well is located close to the top of the horst. This target was found gas bearing in the two nearest wells: 7119/12-3 to the south, located in the same structural trend, and 7120/7-1, located higher up toward the Hammerfest Basin to the south-east.
    Operations and results
    The well was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 28 June 1984 and drilled to TD at 3248 m in Late Triassic rocks. The well took a kick at 2744 m where a pit gain of 2 m3 was observed. Some technical problems occurred on the rig during a wiper trip before final logging of the 8 1/2" hole. During logging of the same sequence the RFT tool got stuck twice but was recovered in both cases. The well was drilled using water-based mud.
    The well drilled through mainly claystone and shale formations down to top Jurassic at 2702 m. The lower Cretaceous Kolmule Formation was found silty and sandy between 2400 m and 2450 m. Top Jurassic Hekkingen Formation was penetrated at 2702 m and contained two good reservoir sections, a Middle ? Early reservoir and a deeper Pliensbachian reservoir. Above the upper reservoir zone 46 m of Late Jurassic shale was drilled. This sequence consisted of an upper Volgian ? Kimmeridgian sequence and a lower Oxfordian-Callovian shale sequence separated by an Oxfordian unconformity near 2719 m (more accurate depth cannot be proven due to logging problems in this section of the well). The upper Jurassic sandstone reservoir (Stø Formation) was penetrated at 2748 meters. The reservoir was well developed with a 120 meter gross thickness. The two cores cut near the top of the reservoir between 2749 m and 2783 m provided good petro-physical characteristics in the upper part (average porosity of 15% in the 15 upper meters), dropping rapidly in the second part of core 2 (average porosity about 8%). The reservoirs were found water bearing with a very high salinity and with high formation pressure (a 1.49 - equivalent mud weight -formation pressure was encountered at the top of the reservoir). The lower Pliensbachian reservoir (Tubåen Formation) was encountered at 3027 m with 158 m gross thickness. This zone was also water bearing and high pressured.
    The kick at 2744 m, just above the upper reservoir zone, was accompanied by up to 14% background gas (C1 to C4) when circulating out. Fluorescence cuts, very pale to whitish, were recorded on the cores from the upper reservoir zone as well as on the sandstone cuttings between 3030 m and 3125 m. In addition residual oil gave direct weak, light brown, fluorescences on cuttings from the lower reservoir zone, mainly light brown and greenish between 3030 m and 3055 m; weaker spots were seen between 3055 m and 3125 m.
    Two conventional cores were cut from 2745 m to 2779 m loggers depth (2749 m to 2783 m drillers depth). Three RFT samplings were attempted. A sample at 2748.5 m recovered 3.2 litres of clear formation water from the 1-gallon chamber. The water had a density of 1.136 g/ml, a pH of 5.62, and a salinity of 213.12 g/l. Two other samples at 3096 m and 3034 m were attempted in zones that provided hydrocarbon shows while drilling. Only one of these (3096 m) recovered fluid: mud and filtrate.
    The well was permanently abandoned on 25 September as a dry hole.
    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]
    299.50
    3243.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2745.0
    2764.9
    [m ]
    2
    2763.0
    2779.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2745-2751m
    Kjerne bilde med dybde: 2751-2757m
    Kjerne bilde med dybde: 2757-2762m
    Kjerne bilde med dybde: 2763-2769m
    Kjerne bilde med dybde: 2769-2775m
    2745-2751m
    2751-2757m
    2757-2762m
    2763-2769m
    2769-2775m
    Kjerne bilde med dybde: 2775-2779m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2775-2779m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    720.0
    [m]
    DC
    OD
    730.0
    [m]
    DC
    OD
    750.0
    [m]
    DC
    OD
    760.0
    [m]
    DC
    OD
    780.0
    [m]
    DC
    OD
    790.0
    [m]
    DC
    OD
    845.0
    [m]
    DC
    OD
    850.0
    [m]
    DC
    OD
    860.0
    [m]
    DC
    OD
    890.0
    [m]
    DC
    OD
    900.0
    [m]
    DC
    OD
    920.0
    [m]
    DC
    OD
    930.0
    [m]
    DC
    OD
    950.0
    [m]
    DC
    OD
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1030.0
    [m]
    DC
    OD
    1060.0
    [m]
    DC
    OD
    1070.0
    [m]
    DC
    OD
    1090.0
    [m]
    DC
    OD
    1100.0
    [m]
    DC
    OD
    1270.0
    [m]
    DC
    OD
    1310.0
    [m]
    DC
    OD
    1330.0
    [m]
    DC
    OD
    1350.0
    [m]
    DC
    OD
    1370.0
    [m]
    DC
    OD
    1380.0
    [m]
    DC
    OD
    1390.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    OD
    1410.0
    [m]
    DC
    OD
    1420.0
    [m]
    DC
    OD
    1430.0
    [m]
    DC
    OD
    1440.0
    [m]
    DC
    OD
    1450.0
    [m]
    DC
    OD
    1460.0
    [m]
    DC
    OD
    1470.0
    [m]
    DC
    OD
    1480.0
    [m]
    DC
    OD
    1490.0
    [m]
    DC
    OD
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1510.0
    [m]
    DC
    OD
    1570.0
    [m]
    DC
    OD
    1600.0
    [m]
    DC
    OD
    1620.0
    [m]
    DC
    OD
    1660.0
    [m]
    DC
    OD
    1700.0
    [m]
    DC
    OD
    1720.0
    [m]
    DC
    OD
    1740.0
    [m]
    DC
    OD
    1760.0
    [m]
    DC
    OD
    1765.0
    [m]
    DC
    OD
    1780.0
    [m]
    DC
    OD
    1800.0
    [m]
    DC
    OD
    1820.0
    [m]
    DC
    OD
    1840.0
    [m]
    DC
    OD
    1854.0
    [m]
    SWC
    OD
    1860.0
    [m]
    DC
    OD
    1880.0
    [m]
    DC
    OD
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    1920.0
    [m]
    DC
    OD
    1940.0
    [m]
    DC
    OD
    1960.0
    [m]
    DC
    OD
    1980.0
    [m]
    DC
    OD
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2020.0
    [m]
    DC
    OD
    2040.0
    [m]
    DC
    OD
    2055.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2075.0
    [m]
    DC
    OD
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2095.0
    [m]
    DC
    OD
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2130.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2169.0
    [m]
    SWC
    OD
    2170.0
    [m]
    DC
    OD
    2195.0
    [m]
    DC
    OD
    2213.0
    [m]
    DC
    OD
    2230.0
    [m]
    DC
    OD
    2250.0
    [m]
    DC
    OD
    2250.0
    [m]
    DC
    OD
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2290.0
    [m]
    DC
    OD
    2310.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    OD
    2335.0
    [m]
    SWC
    OD
    2350.0
    [m]
    DC
    OD
    2370.0
    [m]
    DC
    OD
    2390.0
    [m]
    DC
    OD
    2410.0
    [m]
    DC
    OD
    2430.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2470.0
    [m]
    DC
    OD
    2490.0
    [m]
    DC
    OD
    2510.0
    [m]
    DC
    OD
    2530.0
    [m]
    DC
    OD
    2550.0
    [m]
    DC
    OD
    2570.0
    [m]
    DC
    OD
    2590.0
    [m]
    DC
    OD
    2610.0
    [m]
    DC
    OD
    2610.0
    [m]
    DC
    OD
    2630.0
    [m]
    DC
    OD
    2637.0
    [m]
    SWC
    OD
    2640.0
    [m]
    DC
    OD
    2650.0
    [m]
    DC
    OD
    2660.0
    [m]
    DC
    OD
    2670.0
    [m]
    DC
    OD
    2680.0
    [m]
    DC
    OD
    2690.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2710.0
    [m]
    DC
    OD
    2720.0
    [m]
    DC
    OD
    2730.0
    [m]
    DC
    OD
    2740.0
    [m]
    DC
    OD
    2780.0
    [m]
    DC
    OD
    2790.0
    [m]
    DC
    OD
    2800.0
    [m]
    DC
    OD

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    RFT
    RFT 1
    2748.00
    0.00
    14.09.1984 - 00:00
    YES
    RFT
    RFT 2
    3096.00
    0.00
    15.09.1985 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.35

  • 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
    0.23
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.70

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    489
    2724
    CST
    1549
    2730
    CST
    2741
    3230
    HDT
    755
    1553
    HRT
    756
    3248
    ISF LSS GR SP
    205
    3248
    LDT CAL GR
    295
    2721
    LDT CNL CAL GR
    2724
    3248
    NGT
    1540
    3248
    RFT
    2748
    3202
    RFT
    3034
    0
    RFT
    3096
    0
    SHDT
    1549
    3248
    VSP
    300
    3248

  • 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
    296.0
    36
    297.0
    1.10
    LOT
    SURF.COND.
    20
    756.0
    26
    770.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1549.0
    17 1/2
    1563.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2724.0
    12 1/4
    2732.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    3243.0
    8 1/2
    3243.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    230
    1.07
    WATER BASED
    03.07.1984
    296
    1.06
    WATER BASED
    03.07.1984
    297
    1.07
    WATER BASED
    03.07.1984
    299
    1.04
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    03.07.1984
    400
    1.06
    24.0
    9.8
    WATER BASED
    04.07.1984
    530
    1.07
    11.0
    5.9
    WATER BASED
    05.07.1984
    770
    1.12
    15.0
    10.7
    WATER BASED
    06.07.1984
    770
    1.14
    19.0
    17.1
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.26
    26.0
    7.8
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.14
    20.0
    14.7
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.14
    19.0
    17.1
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.15
    20.0
    9.3
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.26
    26.0
    7.8
    WATER BASED
    11.07.1984
    770
    1.26
    WATER BASED
    12.07.1984
    770
    1.26
    WATER BASED
    16.07.1984
    770
    1.14
    20.0
    14.7
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.15
    20.0
    9.3
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.26
    26.0
    7.8
    WATER BASED
    10.07.1984
    770
    1.26
    26.0
    7.8
    WATER BASED
    11.07.1984
    770
    1.26
    WATER BASED
    12.07.1984
    770
    1.26
    WATER BASED
    16.07.1984
    773
    1.15
    27.0
    9.8
    WATER BASED
    16.07.1984
    876
    1.16
    30.0
    11.8
    WATER BASED
    16.07.1984
    1030
    1.17
    30.0
    11.8
    WATER BASED
    16.07.1984
    1179
    1.19
    30.0
    13.7
    WATER BASED
    17.07.1984
    1300
    1.19
    30.0
    14.7
    WATER BASED
    18.07.1984
    1303
    1.58
    WATER BASED
    25.09.1984
    1390
    1.20
    27.0
    9.8
    WATER BASED
    19.07.1984
    1460
    1.20
    26.0
    11.7
    WATER BASED
    24.07.1984
    1563
    1.24
    38.0
    14.7
    WATER BASED
    24.07.1984
    1563
    1.24
    38.0
    14.7
    WATER BASED
    25.07.1984
    1563
    1.24
    38.0
    14.7
    WATER BASED
    25.07.1984
    1570
    1.26
    29.0
    6.3
    WATER BASED
    26.07.1984
    1693
    1.27
    3.0
    9.8
    WATER BASED
    30.07.1984
    1782
    1.27
    32.0
    9.8
    WATER BASED
    30.07.1984
    1817
    1.27
    32.0
    9.5
    WATER BASED
    30.07.1984
    1901
    1.27
    33.0
    12.7
    WATER BASED
    30.07.1984
    1938
    1.27
    28.0
    9.8
    WATER BASED
    30.07.1984
    1988
    1.26
    26.0
    8.3
    WATER BASED
    01.08.1984
    2053
    1.27
    30.0
    8.8
    WATER BASED
    01.08.1984
    2067
    1.27
    28.0
    5.4
    WATER BASED
    03.08.1984
    2128
    1.28
    27.0
    9.8
    WATER BASED
    06.08.1984
    2162
    1.29
    30.0
    9.8
    WATER BASED
    06.08.1984
    2212
    1.28
    28.0
    8.8
    WATER BASED
    06.08.1984
    2232
    1.28
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    2267
    1.28
    29.0
    9.8
    WATER BASED
    07.08.1984
    2323
    1.28
    30.0
    9.8
    WATER BASED
    08.08.1984
    2370
    1.28
    30.0
    9.8
    WATER BASED
    09.08.1984
    2387
    1.28
    30.0
    9.8
    WATER BASED
    13.08.1984
    2417
    1.28
    30.0
    10.7
    WATER BASED
    13.08.1984
    2446
    1.28
    28.0
    10.7
    WATER BASED
    14.08.1984
    2498
    1.28
    28.0
    9.8
    WATER BASED
    14.08.1984
    2581
    1.32
    30.0
    11.8
    WATER BASED
    14.08.1984
    2622
    1.32
    30.0
    8.8
    WATER BASED
    15.08.1984
    2627
    1.58
    WATER BASED
    20.09.1984
    2676
    1.34
    30.0
    11.8
    WATER BASED
    16.08.1984
    2694
    1.34
    32.0
    11.8
    WATER BASED
    20.08.1984
    2731
    1.34
    32.0
    11.8
    WATER BASED
    20.08.1984
    2731
    1.36
    32.0
    8.8
    WATER BASED
    20.08.1984
    2731
    1.39
    32.0
    10.8
    WATER BASED
    21.08.1984
    2731
    1.39
    32.0
    10.8
    WATER BASED
    24.08.1984
    2731
    1.36
    32.0
    8.8
    WATER BASED
    20.08.1984
    2731
    1.39
    32.0
    10.8
    WATER BASED
    21.08.1984
    2731
    1.39
    32.0
    10.8
    WATER BASED
    24.08.1984
    2732
    1.42
    28.0
    8.8
    WATER BASED
    27.08.1984
    2732
    1.43
    30.0
    6.8
    WATER BASED
    27.08.1984
    2732
    1.42
    24.0
    7.8
    WATER BASED
    27.08.1984
    2732
    1.40
    26.0
    7.8
    WATER BASED
    27.08.1984
    2732
    1.42
    28.0
    8.8
    WATER BASED
    27.08.1984
    2732
    1.42
    24.0
    7.8
    WATER BASED
    27.08.1984
    2732
    1.43
    30.0
    6.8
    WATER BASED
    27.08.1984
    2745
    1.55
    40.0
    8.8
    WATER BASED
    28.08.1984
    2754
    1.56
    50.0
    10.0
    WATER BASED
    29.08.1984
    2776
    1.56
    58.0
    11.8
    WATER BASED
    04.09.1984
    2776
    1.56
    58.0
    11.8
    WATER BASED
    30.08.1984
    2776
    1.56
    58.0
    11.8
    WATER BASED
    04.09.1984
    2779
    1.56
    58.0
    11.8
    WATER BASED
    04.09.1984
    2824
    1.56
    40.0
    8.8
    WATER BASED
    04.09.1984
    2867
    1.56
    42.0
    8.8
    WATER BASED
    04.09.1984
    2928
    1.56
    42.0
    10.8
    WATER BASED
    04.09.1984
    2982
    1.57
    48.0
    9.8
    WATER BASED
    04.09.1984
    3002
    1.57
    48.0
    10.8
    WATER BASED
    06.09.1984
    3055
    1.57
    44.0
    7.8
    WATER BASED
    06.09.1984
    3086
    1.57
    45.0
    9.8
    WATER BASED
    10.09.1984
    3102
    1.57
    40.0
    7.8
    WATER BASED
    10.09.1984
    3154
    1.57
    46.0
    10.8
    WATER BASED
    10.09.1984
    3191
    1.57
    48.0
    10.8
    WATER BASED
    10.09.1984
    3242
    1.58
    51.0
    10.8
    WATER BASED
    11.09.1984
    3243
    1.59
    47.0
    10.8
    WATER BASED
    13.09.1984
    3243
    1.59
    46.0
    9.8
    WATER BASED
    13.09.1984
    3243
    1.59
    42.0
    6.5
    WATER BASED
    14.09.1984
    3243
    1.59
    42.0
    6.5
    WATER BASED
    16.09.1984
    3243
    1.58
    55.0
    12.3
    WATER BASED
    16.09.1984
    3243
    1.58
    55.0
    12.3
    WATER BASED
    17.09.1984
    3243
    1.58
    54.0
    12.3
    WATER BASED
    19.09.1984
    3243
    1.59
    46.0
    9.8
    WATER BASED
    13.09.1984
    3243
    1.59
    42.0
    6.5
    WATER BASED
    14.09.1984
    3243
    1.59
    42.0
    6.5
    WATER BASED
    16.09.1984
    3243
    1.58
    55.0
    12.3
    WATER BASED
    16.09.1984
    3243
    1.58
    55.0
    12.3
    WATER BASED
    17.09.1984
    3243
    1.58
    54.0
    12.3
    WATER BASED
    19.09.1984

  • 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