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

30/3-6 S

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.
    30/3-6 S
    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.
    RE-CLASS TO DEV
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    30/3-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8513-46 & CDP 320
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    777-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    71
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.12.1993
    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.
    06.03.1994
    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.
    06.03.1996
    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.
    07.01.2015
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    57.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    175.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    6085.0
    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).
    3766.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    70
    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° 46' 57.87'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 53' 51.95'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6738752.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    494432.47
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2269

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/3-6 S was drilled from the fixed installation Veslefrikk A. The Veslefrikk Field is located on the Brage Horst north of the Oseberg Field in the North Sea. The objective of 30/3-6 S was to test the hydrocarbon potential in the I-prospect within the Brent, Dunlin and Statfjord reservoirs. The I-prospect is located on a down-faulted drag structure just southwest of the main Veslefrikk field.
    Operations and results
    Well 30/3-6 S was spudded from slot number 20 on the fixed installation Veslefrikk A. The drilling phase was from 26 December 1993 to 6 March 1994. The well was drilled in a southwesterly direction from Veslefrikk A, and it has an S-shape wellbore with maximum inclination of 70°. Due to missing well logs for the upper part of the well, lithostratigraphy for this part of the well is not supplied.
    The well encountered hydrocarbons in the Brent Group down to the middle of the Oseberg Formation, and found a significantly thicker Jurassic sequence than anticipated.
    Seven cores were cut between 5241 m and 5478.6 m, covering the Tarbert, Ness, and Etive Formations. Core recoveries from 86% to 100% was obtained. The RFT tool was run for pressure points, but no fluid samples were taken.
    Exploration well 30/3-6 S is classified as a Brent Group oil and gas discovery. As the discovery was economic favourably, the well was completed permanently as oil producer, and on 20 April 1994 it was re-classified  to development well 30/3-A-20.
    Testing
    Two tests were performed in the Oseberg Formation.
    Reservoir Unit B2C was tested in test 1 from 5580 m to 5598 m (3229.2 m to 3244.1 m TVD MSL). It produced 310 Sm3 volatile oil/day with a GOR of 282 Sm3/Sm3.
    Reservoir Unit B3 was tested in test 2 from 5503 m to 5530 m (3168.6 m to 3189.2 m TVD MSL). It produced 512000 Sm3 gas/day with a GOR of 1160 Sm3/Sm3.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5241.0
    5265.5
    [m ]
    2
    5294.0
    5313.7
    [m ]
    3
    5315.0
    5323.0
    [m ]
    4
    5328.0
    5340.8
    [m ]
    5
    5341.0
    5356.4
    [m ]
    6
    5359.0
    5386.1
    [m ]
    7
    5451.0
    5478.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    135.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5241-5246m
    Kjerne bilde med dybde: 5246-5251m
    Kjerne bilde med dybde: 5251-5256m
    Kjerne bilde med dybde: 5256-5261m
    Kjerne bilde med dybde: 5261-5265m
    5241-5246m
    5246-5251m
    5251-5256m
    5256-5261m
    5261-5265m
    Kjerne bilde med dybde: 5294-5299m
    Kjerne bilde med dybde: 5299-5304m
    Kjerne bilde med dybde: 5304-5309m
    Kjerne bilde med dybde: 5309-5313m
    Kjerne bilde med dybde: 5315-5320m
    5294-5299m
    5299-5304m
    5304-5309m
    5309-5313m
    5315-5320m
    Kjerne bilde med dybde: 5320-5323m
    Kjerne bilde med dybde: 5328-5333m
    Kjerne bilde med dybde: 5333-5338m
    Kjerne bilde med dybde: 5338-5340m
    Kjerne bilde med dybde: 5341-5346m
    5320-5323m
    5328-5333m
    5333-5338m
    5338-5340m
    5341-5346m
    Kjerne bilde med dybde: 5346-5351m
    Kjerne bilde med dybde: 5351-5356m
    Kjerne bilde med dybde: 5356-5356m
    Kjerne bilde med dybde: 5359-5364m
    Kjerne bilde med dybde: 5364-5369m
    5346-5351m
    5351-5356m
    5356-5356m
    5359-5364m
    5364-5369m
    Kjerne bilde med dybde: 5369-5374m
    Kjerne bilde med dybde: 5374-5379m
    Kjerne bilde med dybde: 5379-5384m
    Kjerne bilde med dybde: 5384-5386m
    Kjerne bilde med dybde: 5451-5456m
    5369-5374m
    5374-5379m
    5379-5384m
    5384-5386m
    5451-5456m
    Kjerne bilde med dybde: 5456-5461m
    Kjerne bilde med dybde: 5461-5466m
    Kjerne bilde med dybde: 5466-5471m
    Kjerne bilde med dybde: 5471-5476m
    Kjerne bilde med dybde: 5476-5478m
    5456-5461m
    5461-5466m
    5466-5471m
    5471-5476m
    5476-5478m

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    5214
    5214
    5299
    5442
    5481
    5503
    5688
    5688
    5823
    5897
    6027

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.13
    pdf
    11.14

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL-VDL-GR
    4645
    6002
    LDL CNL BHC DITE GR
    5110
    6085
    MWD - SLIM EWR P4 DGR
    5140
    6085
    MWD DGR GR
    473
    6085
    MWD GR
    5140
    6068
    RFT HP GR
    5223
    5633
    VSP
    4975
    6007

  • 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
    20
    619.0
    24
    625.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    2036.0
    17 1/2
    2041.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    3836.0
    12 1/4
    3876.0
    1.70
    FIT
    INTERM.
    7
    5139.0
    8 1/2
    5140.0
    1.65
    OPEN HOLE
    6085.0
    6
    6085.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    469
    1.10
    WATER BASED
    28.12.1993
    497
    1.17
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    30.12.1993
    497
    1.17
    20.0
    9.5
    WATER BASED
    30.12.1993
    819
    1.21
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    03.01.1994
    1305
    1.28
    15.0
    10.5
    WATER BASED
    03.01.1994
    1617
    1.28
    14.0
    11.5
    WATER BASED
    03.01.1994
    2041
    1.28
    14.0
    10.5
    WATER BASED
    05.01.1994
    2041
    1.28
    13.0
    9.5
    WATER BASED
    06.01.1994
    2041
    1.28
    14.0
    9.5
    WATER BASED
    07.01.1994
    2041
    1.28
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    07.01.1994
    2113
    1.65
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    10.01.1994
    2809
    1.65
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    10.01.1994
    2930
    1.66
    26.0
    12.5
    WATER BASED
    10.01.1994
    2930
    1.66
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    14.01.1994
    2930
    1.66
    27.0
    10.5
    WATER BASED
    14.01.1994
    2930
    1.66
    24.0
    12.5
    WATER BASED
    14.01.1994
    2930
    1.70
    27.0
    11.5
    WATER BASED
    17.01.1994
    2930
    1.70
    27.0
    10.5
    WATER BASED
    17.01.1994
    2930
    1.66
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    17.01.1994
    2930
    1.68
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    17.01.1994
    2956
    1.70
    28.0
    10.5
    WATER BASED
    19.01.1994
    2956
    1.70
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    20.01.1994
    2956
    1.70
    25.0
    11.5
    WATER BASED
    20.01.1994
    2956
    1.70
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    21.01.1994
    3524
    1.66
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    14.01.1994
    3669
    1.66
    24.0
    12.5
    WATER BASED
    14.01.1994
    3706
    1.66
    27.0
    10.5
    WATER BASED
    14.01.1994
    3706
    1.66
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    17.01.1994
    3706
    1.68
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    17.01.1994
    3749
    1.70
    27.0
    11.5
    WATER BASED
    17.01.1994
    3836
    1.70
    28.0
    13.5
    WATER BASED
    24.01.1994
    3836
    1.70
    39.0
    10.0
    OIL BASED
    24.01.1994
    3836
    1.65
    43.0
    9.5
    OIL BASED
    24.01.1994
    3854
    1.70
    27.0
    10.5
    WATER BASED
    17.01.1994
    3876
    1.70
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    20.01.1994
    3876
    1.70
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    21.01.1994
    3876
    1.70
    25.0
    11.5
    WATER BASED
    20.01.1994
    3876
    1.70
    28.0
    10.5
    WATER BASED
    19.01.1994
    4274
    1.65
    52.0
    10.5
    OIL BASED
    25.01.1994
    4303
    1.65
    58.0
    12.5
    OIL BASED
    27.01.1994
    4446
    1.65
    61.0
    10.0
    OIL BASED
    27.01.1994
    4795
    1.65
    56.0
    7.5
    OIL BASED
    28.01.1994
    4795
    1.65
    53.0
    7.0
    OIL BASED
    01.02.1994
    4795
    1.65
    52.0
    6.5
    OIL BASED
    01.02.1994
    4795
    1.65
    52.0
    7.0
    OIL BASED
    01.02.1994
    4850
    1.65
    56.0
    7.5
    OIL BASED
    28.01.1994
    5126
    1.65
    53.0
    7.0
    OIL BASED
    01.02.1994
    5140
    1.65
    52.0
    7.0
    OIL BASED
    01.02.1994
    5140
    1.25
    38.0
    8.0
    OIL BASED
    07.02.1994
    5140
    1.65
    52.0
    6.5
    OIL BASED
    01.02.1994
    5140
    1.55
    34.0
    5.5
    OIL BASED
    03.02.1994
    5140
    1.55
    46.0
    5.5
    OIL BASED
    03.02.1994
    5140
    1.25
    28.0
    7.0
    OIL BASED
    07.02.1994
    5140
    1.25
    42.0
    8.0
    OIL BASED
    09.02.1994
    5140
    1.25
    38.0
    6.0
    OIL BASED
    09.02.1994
    5140
    1.25
    37.0
    6.5
    OIL BASED
    11.02.1994
    5140
    1.25
    32.0
    5.5
    OIL BASED
    15.02.1994
    5140
    1.25
    31.0
    5.5
    OIL BASED
    15.02.1994
    5140
    1.25
    32.0
    5.5
    OIL BASED
    16.02.1994
    5140
    1.25
    33.0
    5.0
    OIL BASED
    17.02.1994
    5140
    1.25
    38.0
    5.5
    OIL BASED
    17.02.1994
    5140
    1.25
    35.0
    5.5
    OIL BASED
    22.02.1994
    5140
    1.25
    39.0
    6.0
    OIL BASED
    22.02.1994
    5140
    1.25
    37.0
    7.0
    OIL BASED
    22.02.1994
    5140
    1.25
    42.0
    7.0
    OIL BASED
    23.02.1994
    5140
    1.25
    40.0
    7.0
    OIL BASED
    23.02.1994
    5140
    1.25
    36.0
    5.5
    OIL BASED
    24.02.1994
    5140
    1.25
    38.0
    6.0
    OIL BASED
    25.02.1994
    5140
    1.25
    36.0
    5.5
    OIL BASED
    28.02.1994
    5140
    1.55
    37.0
    5.5
    OIL BASED
    03.02.1994
    5140
    1.25
    37.0
    6.0
    OIL BASED
    04.02.1994
    5140
    1.25
    37.0
    8.0
    OIL BASED
    07.02.1994
    5140
    1.25
    36.0
    6.5
    OIL BASED
    11.02.1994
    5140
    1.25
    40.0
    6.5
    OIL BASED
    15.02.1994
    5140
    1.25
    39.0
    6.5
    OIL BASED
    22.02.1994
    5140
    1.25
    41.0
    7.5
    OIL BASED
    28.02.1994
    5140
    1.25
    42.0
    8.0
    OIL BASED
    01.03.1994
    5140
    1.25
    41.0
    6.0
    OIL BASED
    02.03.1994
    5140
    1.25
    35.0
    5.0
    OIL BASED
    04.03.1994
    5194
    1.25
    42.0
    8.0
    OIL BASED
    09.02.1994
    5241
    1.25
    37.0
    8.0
    OIL BASED
    07.02.1994
    5267
    1.25
    38.0
    8.0
    OIL BASED
    07.02.1994
    5315
    1.25
    38.0
    6.0
    OIL BASED
    09.02.1994
    5328
    1.25
    36.0
    6.5
    OIL BASED
    11.02.1994
    5359
    1.25
    37.0
    6.5
    OIL BASED
    11.02.1994
    5386
    1.25
    40.0
    6.5
    OIL BASED
    15.02.1994
    5410
    1.25
    32.0
    5.5
    OIL BASED
    15.02.1994
    5451
    1.25
    31.0
    5.5
    OIL BASED
    15.02.1994
    5514
    1.25
    32.0
    5.5
    OIL BASED
    16.02.1994
    5585
    1.25
    33.0
    5.0
    OIL BASED
    17.02.1994
    5643
    1.25
    38.0
    5.5
    OIL BASED
    17.02.1994
    5732
    1.25
    35.0
    5.5
    OIL BASED
    22.02.1994
    5837
    1.25
    39.0
    6.0
    OIL BASED
    22.02.1994
    5932
    1.25
    39.0
    6.5
    OIL BASED
    22.02.1994
    6061
    1.25
    37.0
    7.0
    OIL BASED
    22.02.1994
    6085
    1.25
    42.0
    7.0
    OIL BASED
    23.02.1994
    6085
    1.25
    36.0
    5.5
    OIL BASED
    28.02.1994
    6085
    1.25
    38.0
    6.0
    OIL BASED
    25.02.1994
    6085
    1.25
    36.0
    5.5
    OIL BASED
    24.02.1994
    6085
    1.25
    40.0
    7.0
    OIL BASED
    23.02.1994
    6085
    1.25
    35.0
    5.0
    OIL BASED
    04.03.1994
    6085
    1.25
    33.0
    5.5
    OIL BASED
    04.03.1994
    6085
    1.25
    33.0
    5.5
    OIL BASED
    04.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    08.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    11.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    15.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    15.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    15.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    15.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    17.03.1994
    6085
    1.25
    41.0
    6.0
    OIL BASED
    02.03.1994
    6085
    1.25
    41.0
    7.5
    OIL BASED
    28.02.1994
    6085
    1.25
    42.0
    8.0
    OIL BASED
    01.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    11.03.1994
    6085
    1.10
    DUMMY
    16.03.1994

  • 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