Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/12-1

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.
    2/12-1
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

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

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    2/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NP 85C - 81 SP. 2293
    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.
    530-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    150
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.10.1986
    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.
    12.03.1987
    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.
    12.03.1989
    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.
    26.10.2009
    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.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    70.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4795.0
    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).
    4793.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    151
    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 PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 14' 4.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 42' 27.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6232538.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    543868.06
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1014

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/12-1 is located in the Feda Graben n the southern North Sea, ca 1.5 m north of the Danish/Norwegian border. The main objective of the well was to prove the extension of the Danish "Gert" discovery into block 2/12. The primary target was Middle Jurassic sandstones, prognosed at 4826 m. Possible secondary targets were Early Jurassic and Triassic sandstones. Structural closure was not defined at Top Shetland or Base Cretaceous levels, but minor stratigraphic trapping was considered possible in this area. Prognosed TD was 5125 m.
    Operations and results
    Wildcat well 2/12-1 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Scout on 14 October 1986 and drilled to TD at 4795 m in volcanic breccia of the Early Permian Rotliegend Group. Drilling proceeded without significant problems down to 3970 m where gas problems were experienced. The hole was cleaned up, and dual induction/sonic log was run. Due to increasing gas recordings 9 5/8" casing was set at 3978 m. The remaining logging program in this section was therefore not run, and sidewall cores were not taken. At 4705 m a drill- break was experienced. The hole was circulated, tested, and drilled to 4714 m. During logging the tool got stuck and the string was cut. The fish was stuck at 3842 m, and loosening was unsuccessful. 7" liner was set at 3826 m and cemented. During circulation hydrocarbons started to flow in between 9 5/8" shoe and 7" liner. The well was closed and heavy mud was squeezed into the formation. After 3 weeks the fish was pulled out of the hole. The well was drilled with spud mud down to 1015 m, with KCl/polymer mud from 1015 m to 4050 m, and with Lignosulphonate mud from 4050 m to TD
    Well 2/12-1 encountered 71 m of oil bearing Late Jurassic Ula Formation sandstone from 4597 - 4668 m. The top of the reservoir was 229 m shallower than originally prognosed. The gross sand interval of 71 m contained 56.6 m net sand. The sandstone was generally clean, very fine to fine grained and well sorted. No Free Water level (FWL) was observed down to the sandstone/shale lower reservoir boundary at 4668 m. The oil gradient is the same as for the Gert-1 well.
    Oil shows were reported from carbonates in the Late Cretaceous (at the base of the Hidra Formation) from 3895 to 3917 m, the Early Cretaceous (Åsgard Formation) from 3955 to 3988 m, and the Late Permian Zechstein Group from 4674.5 to 4684.5 m. Petrophysical analysis showed no net pay intervals in the Cretaceous sections but for the Permian limestones, out of a gross total interval of 6.5 m carbonate section a net reservoir interval of 4 m with a net pay of 1.1 m was defined. For this net pay interval an average porosity of 7.8 % and a water saturation of 35 % were calculated. Shows were also reported on claystones, dolomites, limestones, siltstones, and thin sandstone stringers at 3988 - 4610 m in the Farsund and Haugesund Formations.
    Three conventional cores were cut over the interval 4633 m to 4673.5 m (driller's depth). Coring started in the Ula Formation consisting of sandstone with basal coal, shale and conglomerate. It continued through 2.5 m of ?Triassic claystone and stopped in late Permian claystones and limestones at 4673.5 m. RFT wire line fluid samples were taken at 4645.4 m (gas and water/mud filtrate) and at 4610.1 (gas, oil, and water/mud filtrate) .
    The well was permanently abandoned on 12 March 1987as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two DST tests were performed in the Ula Formation.
    DST 1 was performed from the interval 4630 - 4647 m. It produced 1051 Sm3 oil and 176400 Sm3 gas /day on a 9.54 mm choke. The GOR was 168 Sm3/Sm3, the oil density was 0.828 and the gas gravity was 0.835 (air = 1) with 0.5 % CO2 and 5 ppm H2S. The bottom hole temperature, measured at 4642.3 m, was 147.5 deg C.
    DST 2 was performed from the interval 4600 - 4612 m. It produced 1629 Sm3 oil and 213600 Sm3 gas /day on a 14.29 mm choke. The GOR was 131 Sm3/Sm3, the oil density was 0.828 and the gas gravity was 0.828 (air = 1) with 1.5 % CO2 and 0 ppm H2S. The bottom hole temperature, measured at 4581.92 m, was 148.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1020.00
    4795.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4633.0
    4650.9
    [m ]
    2
    4651.0
    4660.5
    [m ]
    3
    4662.0
    4672.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    37.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4633-4638m
    Kjerne bilde med dybde: 4638-4643m
    Kjerne bilde med dybde: 4643-4648m
    Kjerne bilde med dybde: 4648-4653m
    Kjerne bilde med dybde: 4653-4658m
    4633-4638m
    4638-4643m
    4643-4648m
    4648-4653m
    4653-4658m
    Kjerne bilde med dybde: 4658-4664m
    Kjerne bilde med dybde: 4664-4669m
    Kjerne bilde med dybde: 4669-4672m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4658-4664m
    4664-4669m
    4669-4672m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2663.3
    [m]
    C
    HRS
    3970.0
    [m]
    SWC
    OD
    3996.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3997.0
    [m]
    DC
    OD
    4010.0
    [m]
    DC
    OD
    4020.0
    [m]
    DC
    OD
    4030.0
    [m]
    DC
    OD
    4040.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    OD
    4060.0
    [m]
    DC
    OD
    4070.0
    [m]
    DC
    OD
    4080.0
    [m]
    DC
    OD
    4090.0
    [m]
    DC
    OD
    4105.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4120.0
    [m]
    DC
    OD
    4135.0
    [m]
    DC
    OD
    4150.0
    [m]
    DC
    OD
    4172.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4190.0
    [m]
    DC
    OD
    4210.0
    [m]
    DC
    OD
    4220.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4240.0
    [m]
    DC
    OD
    4260.0
    [m]
    DC
    OD
    4280.0
    [m]
    DC
    OD
    4300.0
    [m]
    DC
    OD
    4320.0
    [m]
    DC
    OD
    4330.0
    [m]
    DC
    OD
    4340.0
    [m]
    DC
    OD
    4350.0
    [m]
    DC
    OD
    4370.0
    [m]
    DC
    OD
    4390.0
    [m]
    DC
    OD
    4400.0
    [m]
    DC
    OD
    4400.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4420.0
    [m]
    DC
    OD
    4420.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4440.0
    [m]
    DC
    OD
    4460.0
    [m]
    DC
    OD
    4470.0
    [m]
    DC
    OD
    4470.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4490.0
    [m]
    DC
    OD
    4500.0
    [m]
    DC
    OD
    4520.0
    [m]
    DC
    OD
    4540.0
    [m]
    DC
    OD
    4550.0
    [m]
    DC
    OD
    4560.0
    [m]
    DC
    OD
    4570.0
    [m]
    DC
    OD
    4580.0
    [m]
    DC
    OD
    4590.0
    [m]
    DC
    OD
    4607.0
    [m]
    DC
    OD
    4607.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4627.0
    [m]
    DC
    OD
    4628.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4633.5
    [m]
    C
    OD
    4635.6
    [m]
    C
    OD
    4638.4
    [m]
    C
    OD
    4640.0
    [m]
    C
    OD
    4641.0
    [m]
    C
    OD
    4643.5
    [m]
    C
    OD
    4644.5
    [m]
    C
    OD
    4653.3
    [m]
    C
    OD
    4654.4
    [m]
    C
    OD
    4657.7
    [m]
    C
    OD
    4660.0
    [m]
    C
    OD
    4660.2
    [m]
    C
    OD
    4660.3
    [m]
    C
    OD
    4660.4
    [m]
    C
    OD
    4663.3
    [m]
    C
    OD
    4663.9
    [m]
    C
    OD
    4668.1
    [m]
    DC
    HRS
    4668.1
    [m]
    C
    HRS
    4668.7
    [m]
    C
    OD
    4687.0
    [m]
    SWC
    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
    DST1
    4630.00
    4647.00
    22.12.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    4600.00
    4612.00
    18.12.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.50
    pdf
    2.06
    pdf
    0.42
    pdf
    11.89
    pdf
    2.48
    pdf
    0.41

  • 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
    0.39
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.63
    pdf
    3.95

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4630
    4647
    9.5
    2.0
    4600
    4612
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1051
    176000
    0.828
    0.835
    168
    2.0
    1629
    214000
    0.828
    0.828
    131

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1623
    4656
    CST
    3980
    4714
    DIL BHC LSS SP GR
    2885
    4797
    DLL MSFL SP GR
    3976
    4713
    LDL CNL CAL GR
    2867
    4716
    MWD - GR RES DIR
    92
    3986
    MWD - GR RES DIR
    4023
    4633
    RFT
    4528
    4651
    RFT
    4599
    4707
    RFT
    4610
    4610
    SHDT GR
    3976
    4717
    TEMP ASNT
    3000
    4658
    VSP
    1100
    4790

  • 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
    178.0
    36
    178.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    998.0
    26
    1015.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2500.0
    17 1/2
    2515.0
    2.02
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3978.0
    12 1/4
    3986.0
    2.21
    LOT
    LINER
    7
    4714.0
    8 1/2
    4716.0
    2.42
    LOT
    OPEN HOLE
    4795.0
    6
    4795.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    123
    1.03
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    12.03.1987
    178
    1.25
    WATER
    14.10.1986
    319
    1.05
    WATER
    16.10.1986
    895
    1.82
    21.0
    5.0
    WATER
    10.03.1987
    895
    1.82
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    11.03.1987
    944
    1.05
    WATER
    17.10.1986
    1015
    1.03
    WATER
    20.10.1986
    1015
    0.00
    10.0
    6.0
    WATER
    20.10.1986
    1015
    0.00
    6.0
    9.0
    WATER
    20.10.1986
    1015
    0.00
    6.0
    9.0
    WATER
    21.10.1986
    1348
    1.21
    26.0
    12.0
    WATER
    22.10.1986
    1598
    1.60
    29.0
    17.0
    WATER
    23.10.1986
    1905
    1.60
    40.0
    13.0
    WATER
    26.10.1986
    2000
    1.60
    49.0
    17.0
    WATER
    26.10.1986
    2247
    1.60
    43.0
    17.0
    WATER
    26.10.1986
    2257
    1.60
    38.0
    17.0
    WATER
    27.10.1986
    2387
    1.60
    40.0
    16.0
    WATER
    28.10.1986
    2448
    1.60
    38.0
    16.0
    WATER
    29.10.1986
    2515
    1.60
    38.0
    16.0
    WATER
    30.10.1986
    2515
    1.60
    40.0
    13.0
    WATER BASED
    02.11.1986
    2515
    1.60
    37.0
    12.0
    WATER BASED
    02.11.1986
    2650
    1.60
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    02.11.1986
    2874
    1.60
    34.0
    10.0
    WATER BASED
    03.11.1986
    2961
    1.60
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    04.11.1986
    3059
    1.60
    32.0
    9.0
    WATER BASED
    05.11.1986
    3123
    1.60
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    06.11.1986
    3210
    1.60
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    11.11.1986
    3220
    1.60
    32.0
    10.0
    WATER BASED
    11.11.1986
    3233
    1.60
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    11.11.1986
    3306
    1.60
    33.0
    12.0
    WATER BASED
    09.11.1986
    3323
    1.60
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    12.11.1986
    3416
    1.60
    32.0
    10.0
    WATER BASED
    13.11.1986
    3535
    1.60
    33.0
    12.0
    WATER BASED
    14.11.1986
    3636
    1.60
    31.0
    11.0
    WATER BASED
    17.11.1986
    3678
    1.60
    31.0
    11.0
    WATER BASED
    17.11.1986
    3750
    1.82
    23.0
    6.0
    WATER
    09.03.1987
    3780
    0.00
    WATER
    27.02.1987
    3780
    2.14
    35.0
    6.0
    WATER
    26.02.1987
    3780
    0.00
    55.0
    9.0
    WATER
    02.03.1987
    3782
    1.60
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    17.11.1986
    3851
    1.60
    31.0
    11.0
    WATER BASED
    18.11.1986
    3874
    1.60
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    19.11.1986
    3880
    1.60
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    20.11.1986
    3900
    1.60
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    21.11.1986
    3901
    1.60
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    24.11.1986
    3918
    1.60
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    24.11.1986
    3954
    1.60
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    24.11.1986
    3960
    1.60
    28.0
    8.0
    WATER BASED
    25.11.1986
    3986
    1.66
    33.0
    8.0
    WATER BASED
    26.11.1986
    3986
    1.82
    38.0
    9.0
    WATER BASED
    25.11.1986
    3986
    1.82
    37.0
    9.0
    WATER BASED
    30.11.1986
    3986
    1.82
    37.0
    8.0
    WATER BASED
    30.11.1986
    3986
    1.98
    39.0
    9.0
    WATER BASED
    02.12.1986
    3986
    1.82
    37.0
    9.0
    WATER BASED
    27.11.1986
    4019
    1.98
    40.0
    8.0
    WATER BASED
    02.12.1986
    4025
    1.98
    39.0
    8.0
    WATER BASED
    03.12.1986
    4050
    1.98
    40.0
    10.0
    WATER BASED
    04.12.1986
    4065
    2.02
    39.0
    10.0
    WATER BASED
    06.12.1986
    4089
    2.05
    39.0
    8.0
    WATER BASED
    06.12.1986
    4155
    2.05
    38.0
    9.0
    WATER BASED
    06.12.1986
    4229
    2.05
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    08.12.1986
    4305
    2.23
    43.0
    8.0
    WATER
    05.03.1987
    4305
    0.00
    50.0
    5.0
    WATER
    09.03.1987
    4305
    0.00
    46.0
    5.0
    WATER
    09.03.1987
    4305
    0.00
    50.0
    6.0
    WATER
    09.03.1987
    4308
    2.05
    36.0
    8.0
    WATER BASED
    09.12.1986
    4402
    2.05
    34.0
    8.0
    WATER BASED
    10.12.1986
    4420
    2.23
    43.0
    6.0
    WATER
    03.03.1987
    4420
    0.00
    60.0
    5.0
    WATER
    05.03.1987
    4482
    2.07
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    11.12.1986
    4557
    2.07
    33.0
    7.0
    WATER BASED
    14.12.1986
    4567
    2.14
    33.0
    5.0
    WATER
    25.02.1987
    4567
    0.00
    38.0
    5.0
    WATER
    02.03.1987
    4567
    0.00
    46.0
    4.0
    WATER
    02.03.1987
    4609
    2.12
    33.0
    7.0
    WATER BASED
    14.12.1986
    4618
    2.14
    29.0
    7.0
    WATER
    13.02.1987
    4618
    0.00
    26.0
    5.0
    WATER
    13.02.1987
    4618
    0.00
    29.0
    6.0
    WATER
    18.02.1987
    4618
    0.00
    28.0
    6.0
    WATER
    18.02.1987
    4618
    0.00
    32.0
    7.0
    WATER
    19.02.1987
    4618
    0.00
    27.0
    5.0
    WATER
    20.02.1987
    4618
    0.00
    28.0
    5.0
    WATER
    24.02.1987
    4618
    0.00
    55.0
    6.0
    WATER
    24.02.1987
    4618
    0.00
    36.0
    5.0
    WATER
    24.02.1987
    4618
    0.00
    49.0
    5.0
    WATER
    24.02.1987
    4618
    0.00
    26.0
    5.0
    WATER
    18.02.1987
    4625
    2.14
    30.0
    7.0
    WATER
    11.02.1987
    4633
    2.12
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    14.12.1986
    4633
    2.12
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    15.12.1986
    4633
    2.14
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    16.12.1986
    4651
    2.14
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    17.12.1986
    4661
    2.14
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    18.12.1986
    4668
    2.14
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    20.12.1986
    4677
    2.14
    32.0
    5.0
    WATER
    02.02.1987
    4677
    0.00
    31.0
    5.0
    WATER
    03.02.1987
    4677
    0.00
    30.0
    5.0
    WATER
    04.02.1987
    4677
    0.00
    29.0
    5.0
    WATER
    09.02.1987
    4677
    0.00
    28.0
    5.0
    WATER
    09.02.1987
    4677
    0.00
    27.0
    5.0
    WATER
    09.02.1987
    4677
    0.00
    26.0
    7.0
    WATER
    10.02.1987
    4690
    2.14
    27.0
    4.0
    WATER BASED
    20.12.1986
    4714
    2.14
    29.0
    4.0
    WATER BASED
    23.12.1986
    4714
    2.14
    29.0
    4.0
    WATER BASED
    29.12.1986
    4714
    2.14
    29.0
    4.0
    WATER BASED
    30.12.1986
    4714
    2.14
    25.0
    4.0
    WATER BASED
    30.12.1986
    4714
    2.14
    32.0
    14.0
    WATER BASED
    30.12.1986
    4714
    2.14
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    02.01.1987
    4714
    2.14
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    02.01.1987
    4714
    2.14
    43.0
    16.0
    WATER BASED
    05.01.1987
    4714
    2.14
    35.0
    16.0
    WATER BASED
    05.01.1987
    4714
    2.14
    34.0
    15.0
    WATER BASED
    05.01.1987
    4714
    2.14
    33.0
    9.0
    WATER BASED
    09.01.1987
    4714
    0.00
    34.0
    8.0
    WATER
    09.01.1987
    4714
    0.00
    32.0
    7.0
    WATER
    12.01.1987
    4714
    0.00
    29.0
    7.0
    WATER
    13.01.1987
    4714
    0.00
    28.0
    7.0
    WATER
    14.01.1987
    4714
    0.00
    29.0
    7.0
    WATER
    15.01.1987
    4714
    0.00
    30.0
    7.0
    WATER
    16.01.1987
    4714
    0.00
    30.0
    7.0
    WATER
    19.01.1987
    4714
    0.00
    26.0
    6.0
    WATER
    19.01.1987
    4714
    0.00
    27.0
    6.0
    WATER
    19.01.1987
    4714
    0.00
    29.0
    6.0
    WATER
    20.01.1987
    4714
    0.00
    26.0
    6.0
    WATER
    21.01.1987
    4714
    0.00
    28.0
    6.0
    WATER
    22.01.1987
    4714
    0.00
    29.0
    7.0
    WATER
    23.01.1987
    4714
    0.00
    32.0
    5.0
    WATER
    26.01.1987
    4714
    0.00
    31.0
    5.0
    WATER
    26.01.1987
    4714
    0.00
    33.0
    6.0
    WATER
    26.01.1987
    4714
    2.14
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    23.12.1986
    4714
    2.14
    26.0
    3.0
    WATER BASED
    30.12.1986
    4714
    2.25
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    02.01.1987
    4714
    2.14
    35.0
    16.0
    WATER BASED
    06.01.1987
    4714
    2.14
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    07.01.1987
    4716
    2.14
    31.0
    5.0
    WATER
    27.01.1987
    4721
    2.14
    31.0
    5.0
    WATER
    28.01.1987
    4747
    2.14
    34.0
    5.0
    WATER
    29.01.1987
    4778
    2.14
    33.0
    5.0
    WATER
    30.01.1987
    4795
    2.14
    34.0
    5.0
    WATER
    02.02.1987

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4637.00
    [m ]
    4646.00
    [m ]
    4656.00
    [m ]
    4662.00
    [m ]
    4665.00
    [m ]
    4671.00
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21