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

29/3-1

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.
    29/3-1
    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.
    29/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SL: NOD5 - 85 - 04 SP. 245
    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.
    Total Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    514-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    119
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.05.1986
    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.
    15.09.1986
    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.
    15.09.1988
    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.
    17.12.2003
    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/GAS
    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.
    MIDDLE 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.
    NESS FM
    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.
    131.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4427.0
    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).
    4419.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    18.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    150
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 57' 50.24'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 56' 13.25'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6759399.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    442441.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    904

  • Brønnhistorie
    General
    Well 29/3-1 was drilled in an area adjacent to several major hydrocarbon discoveries close to the UK-Norway median line. The structure is located in the highest part of a westerly tilted fault panel and the closure is provided by fault to the North East and South and by structural dips westward.
    The objectives of the well were to test hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Brent sandstones; and to test the reservoir potential of the Dunlin sands.
    Operations and results
    Wildcat well 29/3-1 was spudded 20 may 1986 by Dolphin Services A/S semi-submersible installation Byford Dolphin and completed 15 September 1986 at a depth of 4427 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The 17 1/2" hole (756 m to 2252 m) was drilled with KCL/polymer fluid. Well section below 13 3/8" casing point (2252 m) was drilled oil based with Safemul Invert Emulsion mud (80 % base oil). Drilling was delayed due to a destroyed guide block, after that drilling proceeded without significant problems. The Tarbert Formation was water bearing with residual hydrocarbons and minor amounts of gas in the top section. The lower Ness Formation contained a 150 m hydrocarbon column. The Dunlin Group was water bearing. The Statfjord Formation was found tight and water bearing. Two cores were cut in the Brent sandstones in the interval 3525 m to 3561 m. Five RFT samples were taken in the Brent Group: 3821.5 m (Ness: oil and water), 3719 m (Ness: oil and gas), 3697.8 m (Ness: oil and gas), 3556.4 m (Tarbert: water and filtrate), and 3530 m (Tarbert: gas and water). All samples showed unusually high oil filtrate recovery due to a very deep invasion by the oil base mud.
    The well was plugged and abandoned as a gas and oil discovery.
    Testing
    Four drillstem tests were performed in the Brent Group.
    DST 1B was performed in three zones in the Ness Formation over the interval 3802 m to 3822 m. In this test no flow of reservoir fluid reached surface in 22 hours however, oil (specific gravity: 0.88 g/cm3) and gas (specific gravity (air=l): 0.69) was recovered during reverse circulation.
    DST 2B was performed in three zones in the Ness Formation over the interval 3682 m to 3725 m. In this test oil rates varied from 665 Sm3 to 433 Sm3 pr day, gas rates varied between 395000 Sm3 to 535000 Sm3 pr day. GOR varied correspondingly between 595 Sm3/Sm3 to 1235 Sm3/Sm3, indicating gas coning from a gas-cap, with the presence of the gas-oil contact near the well. Oil density was 0.87 g/cm3 and gas gravity was 0.68 (air = 1).
    DST 2C was performed in two zones in the Ness Formation over the interval 3682 m to 3699 m. The test flowed 238.5 Sm3 oil and 438960 Sm3 gas pr day with a GOR of 1840 Sm3/Sm3. Oil density was 0.85 and gas gravity was 0.72.
    DST 3 was performed in the interval 3522 m to 3530 m in the Tarbert Formation. It produced only Formation water with a little gas.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    4426.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3525.0
    3542.9
    [m ]
    2
    3543.2
    3560.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    34.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3525-3542m
    Kjerne bilde med dybde: 3525-3536m
    Kjerne bilde med dybde: 3525-3542m
    Kjerne bilde med dybde: 3543-3546m
    Kjerne bilde med dybde: 3549-3554m
    3525-3542m
    3525-3536m
    3525-3542m
    3543-3546m
    3549-3554m
    Kjerne bilde med dybde: 3555-3560m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3555-3560m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOCH

  • 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
    DST1B
    3822.00
    3802.00
    24.08.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST2B
    3725.00
    3682.00
    02.09.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST2C
    3699.00
    3682.00
    05.09.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.89
    pdf
    1.56

  • 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
    0.28
    pdf
    0.34

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.13

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3802
    3822
    7.9
    2.0
    3682
    3725
    12.7
    2.1
    3682
    3699
    12.7
    3.0
    3522
    3530
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    36.000
    130
    2.0
    54.000
    30.000
    50.000
    124
    2.1
    54.000
    21.000
    37.000
    129
    3.0
    48.000
    1.000
    34.000
    119
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2
    0.878
    0.690
    2.0
    440
    534000
    0.868
    0.680
    1212
    2.1
    236
    438000
    0.845
    0.720
    1858
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGL GR
    756
    2250
    CBL VDL GR
    1246
    2248
    CBL VDL GR
    1900
    3468
    CORR DST-2
    3495
    3615
    CORR DST-3
    3390
    3475
    CST
    3475
    4385
    DELTA-T
    3468
    3847
    DIPMETER
    3470
    4428
    DIS BHC GR
    156
    758
    DIS BHC GR
    756
    900
    DIS BHC GR
    756
    2250
    DIS BHC GR
    2251
    3485
    DIS BHC GR
    3468
    3613
    DIS GR
    2251
    3427
    DITE SDTA GR
    4432
    3550
    ENERJET-220
    0
    220
    EPL PCD
    3468
    4433
    JB BRIDGE PLUG
    3200
    3450
    JB BRIDGR PLUG
    3440
    3450
    JB PACKER DST-2C
    3645
    3708
    JB PLUG DST-2
    3716
    3747
    JB PLUG DST-3
    3548
    3599
    LDL CNL GR
    2251
    3487
    LDL CNL GR
    3468
    4433
    MWD
    208
    4427
    NGS
    4433
    3468
    RFT GR
    3526
    3543
    RFT HP
    3530
    3861
    RFT HP
    3530
    3697
    RFT HP
    3553
    3821
    RFT HP
    3556
    3610
    RFT HP
    3719
    4050
    VSP
    800
    2240
    VSP
    2100
    4430

  • 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
    204.0
    36
    208.0
    1.13
    LOT
    SURF.COND.
    20
    756.0
    26
    770.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2252.0
    17 1/2
    2265.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3468.0
    12 1/4
    3484.0
    2.06
    LOT
    LINER
    7
    4427.0
    8 1/2
    4427.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    204
    1.05
    10.0
    20.0
    WATER BASED
    23.05.1986
    204
    1.05
    10.0
    WATER BASED
    20.05.1986
    208
    1.05
    10.0
    20.0
    WATER BASED
    21.05.1986
    295
    1.12
    17.0
    26.0
    WATER BASED
    23.05.1986
    760
    1.13
    17.0
    26.0
    WATER BASED
    23.05.1986
    770
    1.13
    17.0
    26.0
    WATER BASED
    23.05.1986
    770
    1.15
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    08.06.1986
    770
    1.15
    17.0
    10.8
    WATER BASED
    08.06.1986
    770
    1.15
    17.0
    11.3
    WATER BASED
    10.06.1986
    770
    1.05
    10.0
    10.0
    WATER BASED
    11.06.1986
    770
    1.10
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    770
    1.15
    17.0
    11.3
    WATER BASED
    09.06.1986
    931
    1.10
    16.0
    6.7
    WATER BASED
    15.06.1986
    1471
    1.14
    18.0
    10.5
    WATER BASED
    15.06.1986
    1583
    1.14
    18.0
    10.5
    WATER BASED
    15.06.1986
    1782
    1.20
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    16.06.1986
    1944
    1.20
    20.0
    10.5
    WATER BASED
    17.06.1986
    2035
    1.22
    19.0
    9.6
    WATER BASED
    18.06.1986
    2169
    1.21
    26.0
    11.5
    WATER BASED
    19.06.1986
    2252
    1.30
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    29.06.1986
    2252
    1.30
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    26.06.1986
    2265
    1.23
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    22.06.1986
    2265
    1.30
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    24.06.1986
    2265
    1.20
    26.0
    12.4
    WATER BASED
    22.06.1986
    2265
    1.25
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    23.06.1986
    2265
    1.30
    2.1
    9.0
    WATER BASED
    25.06.1986
    2280
    1.30
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    29.06.1986
    2500
    1.35
    17.0
    6.5
    OIL BASED
    29.06.1986
    2795
    1.35
    17.0
    13.0
    OIL BASED
    30.06.1986
    3182
    1.47
    21.0
    7.0
    OIL BASED
    01.07.1986
    3329
    1.50
    19.0
    8.0
    OIL BASED
    02.07.1986
    3395
    1.50
    21.0
    7.5
    OIL BASED
    03.07.1986
    3426
    1.50
    20.0
    7.0
    OIL BASED
    06.07.1986
    3427
    1.58
    24.0
    9.1
    OIL BASED
    04.08.1986
    3468
    1.50
    20.0
    9.0
    OIL BASED
    09.07.1986
    3468
    1.50
    20.0
    9.5
    OIL BASED
    10.07.1986
    3474
    1.50
    22.0
    9.0
    OIL BASED
    06.07.1986
    3484
    1.50
    21.0
    8.5
    OIL BASED
    06.07.1986
    3484
    1.50
    20.0
    10.0
    OIL BASED
    08.07.1986
    3484
    1.50
    20.0
    10.0
    OIL BASED
    07.07.1986
    3507
    1.50
    20.0
    9.5
    OIL BASED
    14.07.1986
    3522
    1.60
    14.0
    13.0
    OIL BASED
    09.09.1986
    3522
    1.60
    14.0
    13.0
    OIL BASED
    11.09.1986
    3525
    1.51
    19.0
    9.0
    OIL BASED
    14.07.1986
    3543
    1.51
    19.0
    9.0
    OIL BASED
    14.07.1986
    3561
    1.46
    16.0
    9.0
    OIL BASED
    14.07.1986
    3600
    1.59
    6.0
    27.0
    OIL BASED
    09.09.1986
    3600
    1.60
    14.0
    13.0
    OIL BASED
    09.09.1986
    3613
    1.46
    20.0
    7.0
    OIL BASED
    15.07.1986
    3613
    1.46
    18.0
    8.0
    OIL BASED
    16.07.1986
    3672
    1.46
    19.0
    8.0
    OIL BASED
    17.07.1986
    3685
    1.55
    17.0
    7.7
    OIL BASED
    21.07.1986
    3715
    1.55
    17.0
    7.7
    OIL BASED
    21.07.1986
    3728
    1.56
    18.0
    8.6
    OIL BASED
    21.07.1986
    3750
    1.59
    32.0
    8.0
    OIL BASED
    26.08.1986
    3794
    1.56
    19.0
    9.0
    OIL BASED
    21.07.1986
    3883
    1.56
    18.0
    7.7
    OIL BASED
    22.07.1986
    3900
    1.59
    22.0
    8.0
    OIL BASED
    11.08.1986
    3916
    1.59
    22.0
    8.0
    OIL BASED
    11.08.1986
    3916
    1.59
    22.0
    8.0
    OIL BASED
    12.08.1986
    3917
    1.59
    22.0
    8.0
    OIL BASED
    11.08.1986
    3928
    1.56
    18.0
    8.6
    OIL BASED
    23.07.1986
    3928
    1.56
    19.0
    8.6
    OIL BASED
    24.07.1986
    3999
    1.56
    24.0
    10.5
    OIL BASED
    28.07.1986
    4054
    1.56
    24.0
    9.1
    OIL BASED
    28.07.1986
    4172
    1.56
    24.0
    9.1
    OIL BASED
    28.07.1986
    4298
    1.58
    24.0
    10.5
    OIL BASED
    30.07.1986
    4384
    1.58
    24.0
    9.6
    OIL BASED
    30.07.1986
    4385
    1.58
    24.0
    9.6
    OIL BASED
    31.07.1986
    4385
    1.58
    24.0
    9.6
    OIL BASED
    01.08.1986
    4427
    1.58
    24.0
    9.1
    OIL BASED
    04.08.1986
    4427
    1.58
    24.0
    9.1
    OIL BASED
    05.08.1986
    4427
    1.58
    24.0
    8.1
    OIL BASED
    04.08.1986
    4427
    1.59
    22.0
    7.6
    OIL BASED
    06.08.1986
    4427
    1.59
    22.0
    7.6
    OIL BASED
    07.08.1986
    4427
    1.59
    22.0
    7.6
    OIL BASED
    08.08.1986

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3546.25
    [m ]
    3535.80
    [m ]
    3536.00
    [m ]
    3532.60
    [m ]
    3525.40
    [m ]
    3527.60
    [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
    0.22