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

34/7-21 A

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.
    34/7-21 A
    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).
    APPRAISAL
    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
    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.
    34/7-21
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8431 R 211 C 1241
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    752-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.12.1992
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    12.02.1993
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    12.02.1995
    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.
    28.02.2008
    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.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    INTRA HEATHER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    192.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3360.0
    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).
    2874.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    59
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    102
    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.
    MIDDLE 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.
    TARBERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 17' 36.84'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 21.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6796001.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    450299.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2068

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 34/7-21 A is a sidetrack to well 34/7-21 which found oil in three different sands in the Late Jurassic - Early Cretaceous succession. No OWC was found. The primary purpose of the sidetrack was to test the extension of these discoveries and to prove possible OWC(s). A secondary objective was to test the presence of sandstones, and possible hydrocarbons, within the Late Cretaceous in which a thin sandstone interval was proved oil-bearing in well 34/7-21.
    Operations and results
    Well 34/7-21A was kicked off from 1798 m in the vertical well on 16 December 1992. The well was deviated and penetrated the top reservoir 585 m west of the vertical well. It was drilled with the semi-submersible installation Treasure Saga to TD at 3360 m (2874 m TVD), 37 metres TVD into the Brent Group. Initial problems with steering the drill string resulted in a kick-off in the wrong direction. The well was turned around and lined up to the correct azimuth. The drill string got mechanically stuck three times in the interval 2465 m to 2571 m, but came free within short time. The string also got stuck at 2998 m when running in the hole after waiting on weather. The hole apparently deteriorated with time. The TD caliper log showed severe washouts of the hole, up to a maximum of 22". Waiting on weather for about 17 days was seen to be a major cause of the severe washouts. The washouts and hence increased amounts of cuttings, possibly explain the problems with the hole packing off and the string becoming stuck. Due to the hole angle and the bad hole condition logging operations were troublesome and time consuming, with many of the logs being run on drill pipe. The sidetrack was drilled with a KCl mud all through. The KCl levels were high and in addition glycol was introduced to inhibit the formation, but without the wanted effect as proved by the severe washout.
    The Base Cretaceous Unconformity was penetrated at 2870 m. A 3 m thick sandstone interval just below the Base Cretaceous Unconformity, an Intra-Draupne Sand, 25 m thick TVD, was interpreted from logs to contain movable hydrocarbons. Good oil shows were observed in the more silty/shaly laminated part of the unit below. This sandstone was found in pressure communication with the upper Intra-Draupne Sand tested in well 34/7-21. Deeper down in the Draupne Formation at 2960 m a second Intra-Draupne Sand thin sandstone interval was found hydrocarbon-bearing. Hydrocarbons were in addition proved in a 2 m thick sandstone interval at the top of the Heather Formation. The three hydrocarbon intervals were separated and not in pressure communication. No OWC could be established from the pressure measurements, but both formation water and oil were sampled in the main reservoir sand (2870.0-2875.0 m, 2575.0-2578.0 m TVD), indicating proximity to an OWC. In addition to live oil in the Late Jurassic shows were reported in siltstone/sandstone laminae intermittently in the interval 2335 - 2811, as well as in siltstone/sandstone laminae in the Heather Formation below the oil bearing sands. The Brent Formation proved to be water-bearing.
    Four cores were cut within the interval 2847-2911 m from the Late Cretaceous Rødby Formation and 6 m into the Draupne Formation A fifth core was cut in a shaly part of the Draupne Formation in the interval 2943-2954 m. A total of 75 metres were cut, of which 69.5 metres were recovered (93%). A total of 8 runs were made with the FMT of which 4 were regarded as successful. Fluid samples were taken at 3035.5 m / 2670.4 m TVD (oil and gas), 2872.5 m / 2577 m TVD (water), 2874 m / 2577.7 m TVD (gas and filtrate), and at 2873.5 m / 2577.3 m TVD (oil, gas, and filtrate) The well was permanently abandoned on 12 February 1993 as an oil appraisal.
    Testing
    The sidetrack well 34/7-21 A was not tested.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1820.00
    3360.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2847.0
    2873.5
    [m ]
    2
    2874.0
    2885.3
    [m ]
    3
    2890.0
    2900.8
    [m ]
    4
    2901.0
    2910.1
    [m ]
    5
    2943.0
    2953.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    68.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2851m
    Kjerne bilde med dybde: 2851-2855m
    Kjerne bilde med dybde: 2855-2859m
    Kjerne bilde med dybde: 2859-2863m
    Kjerne bilde med dybde: 2863-2867m
    2847-2851m
    2851-2855m
    2855-2859m
    2859-2863m
    2863-2867m
    Kjerne bilde med dybde: 2867-2871m
    Kjerne bilde med dybde: 2871-2873m
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2878m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2882m
    Kjerne bilde med dybde: 2882-2885m
    2867-2871m
    2871-2873m
    2874-2878m
    2878-2882m
    2882-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2890-2894m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2898m
    Kjerne bilde med dybde: 2898-2900m
    Kjerne bilde med dybde: 2901-2905m
    Kjerne bilde med dybde: 2905-2909m
    2890-2894m
    2894-2898m
    2898-2900m
    2901-2905m
    2905-2909m
    Kjerne bilde med dybde: 2909-2920m
    Kjerne bilde med dybde: 2943-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2951m
    Kjerne bilde med dybde: 2951-2953m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2909-2920m
    2943-2947m
    2947-2951m
    2951-2953m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2868.0
    [m]
    C
    RRI
    2871.0
    [m]
    C
    RRI
    2872.0
    [m]
    C
    RRI
    2874.0
    [m]
    C
    RRI
    2876.0
    [m]
    C
    RRI
    2878.0
    [m]
    C
    RRI
    2879.0
    [m]
    C
    RRI
    2880.0
    [m]
    C
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.30
    pdf
    8.56

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.15

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CN SL
    1795
    3344
    DPIL MAC GR
    1795
    3353
    FMT GR
    2844
    3035
    HEXDIP GR
    2830
    3060
    MWD FLS - GR RES DIR TEMP
    1795
    3319
    VELOCITY
    1330
    3350

  • 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
    INTERM.
    13 3/8
    1795.0
    17 1/2
    1810.0
    1.85
    LOT
    OPEN HOLE
    3360.0
    12 1/4
    3360.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1800
    1.55
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    16.12.1992
    1873
    1.52
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    17.12.1992
    2155
    1.54
    36.0
    28.0
    WATER BASED
    21.12.1992
    2155
    1.54
    32.0
    22.0
    WATER BASED
    21.12.1992
    2260
    1.56
    44.0
    38.0
    WATER BASED
    21.12.1992
    2309
    1.56
    42.0
    36.0
    WATER BASED
    21.12.1992
    2465
    1.60
    58.0
    44.0
    WATER BASED
    23.12.1992
    2510
    1.61
    43.0
    28.0
    WATER BASED
    14.12.1992
    2510
    1.61
    43.0
    28.0
    WATER BASED
    14.12.1992
    2510
    1.61
    38.0
    24.0
    WATER BASED
    16.12.1992
    2580
    1.60
    46.0
    35.0
    WATER BASED
    28.12.1992
    2580
    1.60
    48.0
    37.0
    WATER BASED
    28.12.1992
    2774
    1.60
    46.0
    30.0
    WATER BASED
    28.12.1992
    2847
    1.60
    51.0
    31.0
    WATER BASED
    28.12.1992
    2864
    1.60
    44.0
    31.0
    WATER BASED
    28.12.1992
    2878
    1.60
    42.0
    30.0
    WATER BASED
    28.12.1992
    2899
    1.60
    41.0
    31.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    2899
    1.60
    41.0
    31.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    2934
    1.60
    43.0
    29.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    2934
    1.60
    42.0
    34.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    2973
    1.60
    43.0
    33.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    2998
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    05.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    07.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    07.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    08.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    12.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    12.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    12.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    14.01.1993
    3033
    1.60
    42.0
    28.0
    WATER BASED
    15.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    3033
    1.60
    39.0
    28.0
    WATER BASED
    12.01.1993
    3056
    1.60
    54.0
    40.0
    WATER BASED
    15.01.1993
    3122
    1.60
    54.0
    32.0
    WATER BASED
    20.01.1993
    3122
    1.60
    42.0
    33.0
    WATER BASED
    20.01.1993
    3122
    1.60
    42.0
    33.0
    WATER BASED
    20.01.1993
    3137
    1.60
    45.0
    31.0
    WATER BASED
    20.01.1993
    3228
    1.60
    49.0
    35.0
    WATER BASED
    22.01.1993
    3241
    1.63
    46.0
    34.0
    WATER BASED
    25.01.1993
    3302
    1.60
    44.0
    36.0
    WATER BASED
    25.01.1993
    3360
    1.60
    39.0
    34.0
    WATER BASED
    26.01.1993
    3360
    1.60
    37.0
    23.0
    WATER BASED
    28.01.1993
    3360
    1.60
    35.0
    23.0
    WATER BASED
    29.01.1993
    3360
    1.60
    35.0
    25.0
    WATER BASED
    01.02.1993
    3360
    1.60
    36.0
    26.0
    WATER BASED
    01.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    25.0
    WATER BASED
    02.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    23.0
    WATER BASED
    03.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    26.0
    WATER BASED
    08.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    26.0
    WATER BASED
    08.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    26.0
    WATER BASED
    08.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    28.0
    WATER BASED
    09.02.1993
    3360
    1.60
    43.0
    39.0
    WATER BASED
    10.02.1993
    3360
    1.60
    43.0
    39.0
    WATER BASED
    11.02.1993
    3360
    1.60
    43.0
    39.0
    WATER BASED
    12.02.1993
    3360
    1.60
    43.0
    39.0
    WATER BASED
    15.02.1993
    3360
    1.60
    43.0
    39.0
    WATER BASED
    15.02.1993
    3360
    1.60
    46.0
    36.0
    WATER BASED
    25.01.1993
    3360
    1.60
    40.0
    35.0
    WATER BASED
    27.01.1993
    3360
    1.60
    33.0
    20.0
    WATER BASED
    01.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    23.0
    WATER BASED
    04.02.1993
    3360
    1.60
    35.0
    28.0
    WATER BASED
    08.02.1993

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2704.12
    [m ]
    2876.60
    [m ]
    2879.27
    [m ]
    2881.30
    [m ]
    2884.40
    [m ]
    2890.90
    [m ]
    2893.85
    [m ]
    2899.64
    [m ]
    2903.73
    [m ]
    2906.70
    [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