Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/12-8

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.
    15/12-8
    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.
    15/12-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8802- ROW 547 & COLUMN 580.
    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.
    684-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    40
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.06.1991
    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.
    14.07.1991
    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.
    14.07.1993
    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.
    17.10.2007
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    VESTLAND GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    TRIASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    SKAGERRAK 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.
    87.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3054.0
    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).
    3052.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    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.
    TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 3' 1.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 58' 3.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6434946.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    439060.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1778

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 15/12-8 was drilled ca 3.5 km east of the 15/12-4 well, which made the Varg oil discovery in Jurassic and Triassic sandstones. The main objective of the well was to test the potential for hydrocarbons in sandstones of Oxfordian and Triassic age. Seismic anomalies at 437, 467, 479 and 803 m indicated possibility for shallow gas. Planned TD for the well was 3260 m.
    Operations and results
    Well 15/12-8 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 5 June 1991 and drilled to TD at 3054 m in the Triassic Skagerrak Formation. No significant problems occurred during operations. The well was drilled with seawater / hi-vis pills / CMC down to 615 m, with KCl/polymer mud from 615 m to 2855 m, and with Ancotemp/bentonite mud from 2855 m to TD. No shallow gas was encountered.
    Jurassic Vestland Group sandstone was encountered hydrocarbon-bearing at 2838 m. The hydrocarbon column extended 23 m into Triassic sandstone of the Skagerrak Formation. The gas/water contact was estimated to 2877 m, confirmed by FMT pressure gradients and wire line logs. The well was tested, and since no core was cut through the reservoir, the well was sidetracked at 2623 m with TD at 2940 m. The sidetrack was drilled with Ancotemp/bentonite mud. Three conventional cores were cut in the interval 2841 - 2902 m. The sidetrack was formally named 15/12-8 A.
    The FMT tool was run in well 15/12-8 and 15/12-8A. One segregated sample was taken at 2863 m in 15/12-8 (gas, condensate and mud filtrate) and another in the water zone at 2888 m in well 15/12-8 A (recovered mud only due to seal failure).
    Well 15/12-8 was permanently abandoned on 14 July 1991 as a gas/condensate discovery. The 15/12-8 A sidetrack was permanently abandoned on 29 July as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    One DST test was performed in 15/12-8 in the interval 2838 - 2869 m. The well produced gas-condensate with a dew point of 230 bar at the measured reservoir temperature, which was 123 deg C. The rates were 550 000 Sm3 gas and 420 Sm3 condensate /day through a 15.9 mm choke. The condensate/gas ratio was 1308 Sm3/Sm3, the condensate gravity was 61 deg API, and the gas gravity was 0.817 (air = 1).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    620.00
    3054.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1210.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1330.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1370.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1822.8
    [m]
    SWC
    STATO
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1868.8
    [m]
    SWC
    STATO
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1910.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1939.8
    [m]
    SWC
    STATO
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1986.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2067.3
    [m]
    SWC
    STATO
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2090.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2109.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2177.3
    [m]
    SWC
    STATO
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2203.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2215.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2246.3
    [m]
    SWC
    STATO
    2251.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2258.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2272.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2286.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2310.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2318.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2335.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2350.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2365.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2419.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2831.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2834.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2836.8
    [m]
    SWC
    STATO
    2837.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2841.0
    [m]
    C
    STATO
    2843.0
    [m]
    C
    STATO
    2844.7
    [m]
    C
    STATO
    2846.5
    [m]
    C
    STATO
    2847.4
    [m]
    C
    STATO
    2848.7
    [m]
    C
    STATO
    2850.4
    [m]
    C
    STATO
    2852.8
    [m]
    C
    STATO
    2885.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2912.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2960.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2990.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3054.0
    [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
    TEST1
    2838.00
    2869.00
    09.07.1991 - 04:35
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.57
    pdf
    1.26

  • 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
    0.48
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.80
    pdf
    22.14

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2838
    2869
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    123
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    420
    550000
    0.817
    1308

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    115
    2828
    ACL GR ZDL
    1793
    2839
    CDL CN GR
    2621
    2933
    CDL GR
    170
    484
    DIFL AC MLL GR
    2621
    2933
    DIFL ACL GR
    170
    3048
    DIPLOG GR
    2828
    3046
    FMT GR
    2838
    3009
    MLL ZDL CN GR
    2828
    3048
    MWD - GR RES DIR
    170
    3054
    VELOCITY
    485
    3045
    ZDL GR
    601
    1815

  • 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
    170.5
    36
    172.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    601.0
    26
    603.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1798.0
    17 1/2
    1800.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2837.0
    12 1/4
    2840.0
    2.01
    LOT
    LINER
    7
    3051.0
    8 1/2
    3051.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    171
    1.03
    WATER BASED
    06.06.1991
    278
    1.03
    WATER BASED
    10.06.1991
    601
    1.35
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    17.06.1991
    601
    1.35
    25.0
    12.5
    WATER BASED
    17.06.1991
    601
    1.35
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    17.06.1991
    615
    1.03
    WATER BASED
    10.06.1991
    615
    0.00
    WATER BASED
    10.06.1991
    1036
    1.20
    15.0
    4.0
    WATER BASED
    14.06.1991
    1460
    1.30
    17.0
    4.0
    WATER BASED
    14.06.1991
    1460
    1.30
    20.0
    6.5
    WATER BASED
    14.06.1991
    1789
    1.51
    22.0
    3.5
    WATER BASED
    20.06.1991
    1789
    1.53
    26.0
    3.5
    WATER BASED
    20.06.1991
    1798
    1.51
    22.0
    3.5
    WATER BASED
    18.06.1991
    1815
    1.35
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    17.06.1991
    1815
    1.35
    20.0
    6.5
    WATER BASED
    14.06.1991
    1815
    1.35
    25.0
    12.5
    WATER BASED
    17.06.1991
    1818
    1.40
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    17.06.1991
    2240
    1.53
    25.0
    4.5
    WATER BASED
    21.06.1991
    2240
    1.53
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    2240
    1.51
    22.0
    3.5
    WATER BASED
    18.06.1991
    2240
    1.51
    22.0
    3.5
    WATER BASED
    20.06.1991
    2240
    1.53
    26.0
    3.5
    WATER BASED
    20.06.1991
    2240
    1.53
    30.0
    4.5
    WATER BASED
    25.06.1991
    2240
    1.53
    31.0
    4.5
    WATER BASED
    25.06.1991
    2240
    1.53
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    2240
    1.53
    29.0
    4.5
    WATER BASED
    26.06.1991
    2240
    1.53
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    27.06.1991
    2482
    1.51
    22.0
    3.5
    WATER BASED
    20.06.1991
    2495
    1.53
    26.0
    3.5
    WATER BASED
    20.06.1991
    2599
    1.53
    25.0
    4.5
    WATER BASED
    21.06.1991
    2725
    1.53
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    2812
    1.53
    30.0
    4.5
    WATER BASED
    25.06.1991
    2830
    1.53
    31.0
    4.5
    WATER BASED
    25.06.1991
    2850
    1.27
    18.0
    3.5
    WATER BASED
    01.07.1991
    2850
    1.27
    18.0
    3.5
    WATER BASED
    03.07.1991
    2850
    1.27
    18.0
    4.0
    WATER BASED
    03.07.1991
    2855
    1.53
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    27.06.1991
    2855
    1.53
    29.0
    4.5
    WATER BASED
    26.06.1991
    2855
    1.53
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    2907
    1.27
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    3054
    1.27
    18.0
    3.5
    WATER BASED
    01.07.1991

  • 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