Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6306/10-1

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.
    6306/10-1
    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.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6306/10-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NMI-822 & SP. 380
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    649-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    102
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.09.1990
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    17.12.1990
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    17.12.1992
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    30.06.2005
    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.
    OIL/GAS 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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    83.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3187.0
    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).
    3183.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    114
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 9' 26.32'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 19' 41.45'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7006088.05
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    365416.35
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1551

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6306/10-1 was designed to drill the Skalmen prospect, a structural closure located at the northern apex of the Gossa High in block 6306/10. Amplitude anomalies was seen at 280-, 300-, 400-, 1200 to 1300-, and 2200- 2400 ms. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of Early Jurassic and Pre-Jurassic sequences, believed to be developed in a sandy facies of deltaic/fluvial origin. Secondary objective was to test potential reservoir developments in the Cretaceous and the Late Jurassic within dip-closure. A third objective was to test the hydrocarbon potential of Paleocene sands. The well should be drilled some 250-300 m into rocks of Pre-Jurassic age and would penetrate the primary objective some 300 m down-dip from the structural culmination.
    Operations and results
    Wildcat well 6306/10-1 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 7 September 1990 and drilled to TD at 3187 m in basement rocks. Shallow gas was not observed. Overcompacted sediments and boulders caused some problems, and the well had to be re-spudded several times. Bad weather caused some delay in the drilling procedure, as the string was temporary hung off several times. The well was drilled with Bentonite and seawater down to 610 m and with PAC/gypsum mud from 610m to TD.
    The well encountered close to 150 m of Paleocene Egga sand at 1138 m. Some sand developments were seen also in an Intra-Kvitnos Unit at 1825 m and in a 7 m thick Lysing Formation at 1992 m. The well penetrated a hiatus from Aptian to Early Callovian at 2692 m. The Middle Jurassic section from 2692 m to 2980 m contained about 60 m net sand with relatively low porosities and poor permeabilities, based on petrophysical log evaluation. The logs also showed that this section was gas bearing. Shows were recorded in the Egga Informal unit from 1142 m to 1180 m, in sandstone stringers in the interval 1992 m to 2470 m in the Lysing and Lange Formation, in the Middle Jurassic Viking and Fangst Groups from 2700 m to 2980 m, and on sidewall cores taken in metamorphic basement. Production testing of the Jurassic interval and the basement produced small volumes of gas at very low rates from the Jurassic, while the basement produced no formation fluid to surface.
    Various laboratories conducted extensive organic geochemical analyses in this well. These could confirm migrant hydrocarbons (shows) in the Egga sand and in the Middle Jurassic. The Egga hydrocarbons were severely biodegraded, but appeared to originate from a very early mature source. The Middle Jurassic shows and the DST oil showed variable fingerprints, but a more or less waxy, terrestrial nature was interpreted in many samples. The Middle Jurassic contained silty shales in the upper part (Melke) and more coaly shales and coals in the lower part (Garn). Both constitute excellent source rocks for gas and oil. The well is mature for oil generation (%Ro = 0.5) from ca 2200 m depth to TD.
    FMT pressure surveys gave a clear water gradient in Egga sand. No gradient could be established over the Jurassic and basement sections. FMT Fluid sampling in the Jurassic gave only mud filtrate. A total of 5 conventional cores were cut in the well: two in the Egga sand, one in the Melke Formation, one in the Garn Formation, and one in basement rock.
    The well was permanently abandoned with shows on 17 December 1990.
    Testing
    Two DST tests were carried out. No 1 perforated from 2995 - to 3187 m in basement. This test did not produce any formation fluid to surface. No 2 perforated from 2716 - to 2827 m in Jurassic rocks. It flowed gas at very low rates of some 1500 Sm3/d. Upon abandonment of the test the tubing content was circulated out. This indicated that condensate and some formation water had been produced (some 1 m3 of condensate and some 4 m3 of water, 13000 ppm C1-).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    620.00
    3169.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1144.0
    1170.0
    [m ]
    2
    1172.0
    1198.7
    [m ]
    3
    2747.0
    2758.3
    [m ]
    4
    2880.0
    2888.0
    [m ]
    5
    3156.0
    3159.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    75.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1144-1149m
    Kjerne bilde med dybde: 1149-1154m
    Kjerne bilde med dybde: 1154-1159m
    Kjerne bilde med dybde: 1159-1164m
    Kjerne bilde med dybde: 1164-1169m
    1144-1149m
    1149-1154m
    1154-1159m
    1159-1164m
    1164-1169m
    Kjerne bilde med dybde: 1169-1174m
    Kjerne bilde med dybde: 1174-1179m
    Kjerne bilde med dybde: 1179-1184m
    Kjerne bilde med dybde: 1184-1189m
    Kjerne bilde med dybde: 1189-1194m
    1169-1174m
    1174-1179m
    1179-1184m
    1184-1189m
    1189-1194m
    Kjerne bilde med dybde: 1194-1198m
    Kjerne bilde med dybde: 2747-2752m
    Kjerne bilde med dybde: 2752-2757m
    Kjerne bilde med dybde: 2757-2758m
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2885m
    1194-1198m
    2747-2752m
    2752-2757m
    2757-2758m
    2880-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2885-2888m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2885-2888m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1145.0
    [m]
    C
    RRI
    1145.8
    [m]
    C
    RRI
    1147.0
    [m]
    C
    RRI
    1148.4
    [m]
    C
    RRI
    1150.0
    [m]
    C
    RRI
    1157.9
    [m]
    C
    RRI
    1159.1
    [m]
    C
    RRI
    1165.2
    [m]
    C
    RRI
    1172.1
    [m]
    C
    RRI
    1177.2
    [m]
    C
    RRI
    1184.8
    [m]
    C
    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
    DST2
    2716.00
    2827.00
    11.12.1990 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.35
    pdf
    2.70

  • 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
    0.21
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    45.22

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2967
    3158
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL GR
    2995
    3184
    CBL VDL
    0
    1498
    CBL VDL GR
    2480
    2978
    CND CNL GR CAL
    603
    1495
    CND CNL GR CAL
    1498
    2631
    CND CNL GR SPL
    2995
    3184
    CND CNL SPL CAL
    2642
    3141
    DIFL AC SP GR
    603
    1495
    DIFL AC SP GR
    1498
    2631
    DIFL AC SP GR
    2642
    3141
    DIFL AC SP GR
    2995
    3184
    DIPMETER
    2647
    3137
    DLL MLL GR
    2642
    3042
    DLL MLL GR
    2995
    3184
    DLL MSFL GR
    1075
    1325
    FMT GR
    1138
    1280
    FMT GR
    1828
    1849
    FMT GR
    1828
    1849
    FMT GR
    2721
    3115
    MWD - GR RES DIR
    100
    3074
    RSCT GR
    3101
    3139
    SWC GR
    614
    1477
    SWC GR
    1524
    2610
    SWC GR
    2660
    3107
    VELOCITY
    614
    3175
    VSP GR
    870
    3140

  • 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
    169.0
    36
    171.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    603.0
    26
    605.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1499.0
    17 1/2
    1501.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2644.0
    12 1/4
    2647.0
    2.20
    LOT
    LINER
    7
    3187.0
    8 1/2
    3187.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    121
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    175
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    610
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    13.09.1990
    610
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    610
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    610
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    610
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    610
    1.30
    60.0
    15.0
    WATER BASED
    20.09.1990
    610
    0.00
    100.0
    WATER BASED
    14.09.1990
    1031
    1.30
    52.0
    17.0
    WATER BASED
    20.09.1990
    1144
    1.30
    51.0
    18.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    1144
    1.30
    51.0
    18.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    1172
    1.30
    53.0
    12.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    1200
    1.30
    51.0
    12.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    1328
    1.30
    48.0
    13.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    1478
    1.30
    50.0
    7.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    1510
    1.30
    68.0
    10.0
    WATER BASED
    28.09.1990
    1510
    1.30
    68.0
    10.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    1510
    1.30
    68.0
    10.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    1510
    1.30
    98.0
    17.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    1510
    1.30
    92.0
    5.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    1554
    1.20
    41.0
    5.0
    WATER BASED
    03.10.1990
    1850
    1.20
    44.0
    6.0
    WATER BASED
    04.10.1990
    1914
    1.21
    42.0
    5.0
    WATER BASED
    04.10.1990
    1990
    1.21
    42.0
    17.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    2045
    1.21
    45.0
    6.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2132
    1.25
    45.0
    6.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2133
    1.25
    45.0
    6.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2133
    1.25
    44.0
    6.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    2133
    1.25
    44.0
    6.0
    WATER BASED
    10.10.1990
    2133
    1.25
    42.0
    5.0
    WATER BASED
    11.10.1990
    2133
    1.25
    42.0
    5.0
    WATER BASED
    12.10.1990
    2133
    1.25
    42.0
    6.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    2133
    1.25
    46.0
    6.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    2316
    1.25
    53.0
    7.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    2414
    1.25
    49.0
    7.0
    WATER BASED
    16.10.1990
    2497
    1.25
    48.0
    6.0
    WATER BASED
    17.10.1990
    2595
    1.25
    49.0
    8.0
    WATER BASED
    18.10.1990
    2644
    1.35
    63.0
    12.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    2644
    1.35
    63.0
    12.0
    WATER BASED
    25.10.1990
    2655
    1.25
    47.0
    7.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    2655
    1.25
    47.0
    7.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    2655
    1.25
    47.0
    7.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    2655
    1.35
    46.0
    8.0
    WATER BASED
    23.10.1990
    2655
    1.35
    63.0
    11.0
    WATER BASED
    23.10.1990
    2683
    1.35
    50.0
    6.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    2707
    1.35
    50.0
    6.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    2747
    1.55
    49.0
    6.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    2783
    1.60
    53.0
    8.0
    WATER BASED
    30.10.1990
    2859
    1.60
    52.0
    8.0
    WATER BASED
    31.10.1990
    2876
    1.60
    53.0
    8.0
    WATER BASED
    31.10.1990
    2889
    1.60
    59.0
    9.0
    WATER BASED
    01.11.1990
    2908
    1.60
    61.0
    10.0
    WATER BASED
    02.11.1990
    2950
    1.58
    66.0
    10.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2950
    1.58
    66.0
    10.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2950
    1.58
    66.0
    10.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2950
    1.58
    66.0
    10.0
    WATER BASED
    12.12.1990
    2950
    1.58
    65.0
    10.0
    WATER BASED
    13.12.1990
    2950
    1.58
    65.0
    9.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    2950
    1.58
    65.0
    9.0
    WATER BASED
    17.12.1990
    2950
    1.58
    66.0
    11.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2950
    1.58
    66.0
    10.0
    WATER BASED
    11.12.1990
    2950
    1.58
    62.0
    9.0
    WATER BASED
    17.12.1990
    2965
    1.60
    52.0
    6.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2976
    1.60
    54.0
    7.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    3019
    1.60
    53.0
    7.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    3061
    1.60
    54.0
    7.0
    WATER BASED
    07.11.1990
    3074
    1.60
    56.0
    7.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    3124
    1.60
    56.0
    7.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    3141
    1.60
    62.0
    9.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    3141
    1.60
    57.0
    8.0
    WATER BASED
    12.11.1990
    3141
    1.60
    57.0
    8.0
    WATER BASED
    12.11.1990
    3141
    1.60
    57.0
    8.0
    WATER BASED
    12.11.1990
    3141
    1.60
    60.0
    9.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    3141
    1.60
    60.0
    9.0
    WATER BASED
    14.11.1990
    3141
    1.60
    60.0
    9.0
    WATER BASED
    15.11.1990
    3141
    1.60
    60.0
    9.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    3141
    1.60
    63.0
    9.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    3141
    1.60
    63.0
    9.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    3141
    1.60
    53.0
    7.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    3141
    1.60
    60.0
    8.0
    WATER BASED
    21.11.1990
    3141
    1.60
    60.0
    8.0
    WATER BASED
    22.11.1990
    3141
    1.55
    60.0
    9.0
    WATER BASED
    26.11.1990
    3158
    1.55
    68.0
    8.0
    WATER BASED
    26.11.1990
    3167
    1.55
    82.0
    7.0
    WATER BASED
    26.11.1990
    3182
    1.55
    82.0
    6.0
    WATER BASED
    26.11.1990
    3187
    1.55
    82.0
    7.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    3187
    1.55
    84.0
    13.0
    WATER BASED
    28.11.1990
    3187
    1.55
    84.0
    13.0
    WATER BASED
    30.11.1990
    3187
    1.55
    97.0
    12.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    3187
    1.55
    94.0
    12.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    3187
    1.55
    88.0
    11.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    3187
    1.55
    84.0
    10.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    3187
    1.55
    83.0
    9.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    3187
    1.55
    68.0
    13.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    3187
    1.55
    84.0
    13.0
    WATER BASED
    30.11.1990

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28