Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/9-2

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.
    6407/9-2
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/9-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    + 84-140 AND 84-113
    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.
    443-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.11.1984
    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.
    02.02.1985
    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.
    02.02.1987
    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.
    28.07.2007
    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.
    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.
    ROGN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    247.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1865.0
    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).
    1865.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    50
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 24' 1.31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 48' 11.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7142349.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    442297.15
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    449

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 6407/9-2 was the second well in the Northern part of the Draugen Discovery on the Haltenbanken. The main objectives of the appraisal were to improve estimation of oil in place; to evaluate the reservoir quality and sand development on the Northern flank of the structure; calibration of the seismic time pick and velocity model; and to evaluate the oil deliverability and water injection characteristics.
    Operations and results
    Appraisal well 6407/9-2 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 18 November 1984 and drilled to TD at 1865 m in the Early Jurassic Tilje Formation. The well was drilled with seawater and bentonite down to 813.5 m and with KCl/Polymer mud from 813.5 m to TD. No shallow gas was encountered.
    The Rogn Formation came in twenty m below prognosed depth at 1650 m. It consisted of an overall coarsening upwards sand sequence and contained an oil column of 12.5 m down to an oi1/ water contact at 1663.5 m. The calculated porosity was fairly constant throughout the reservoir at approximately 27%, while measured permeability decreased from up to 5 Darcy in the oil-bearing interval down to 20 mD towards the base of the reservoir. Eight conventional cores were cut from 1638 m to 1706.5 m. Several runs were made with the RFT: the reservoir pressure measured was hydrostatic, 2392 psia at 1625 m. No down hole fluid sample was recovered due to repeated plugging of the sampling probe.
    The well was permanently abandoned on 2 February as an oil appraisal
    Testing
    Two DST tests were performed. The water zone was perforated from 1670 to 1675.5 m. An eight hours water injection test at rates up to 8000 b/d did not reveal any immediate problems related to injection of unfiltered clean seawater. After the water zone test the oil zone was perforated from 1651 to 1657 m. The well was gravel packed and rates up to 1177 Sm3/day (7400 stb/d) of 40 deg API oil were achieved. The evaluation showed a permeability of 2.6 Darcy. The reservoir temperature was 67 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    360.00
    1866.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1638.0
    1639.3
    [m ]
    2
    1640.0
    1641.0
    [m ]
    3
    1653.5
    1670.0
    [m ]
    4
    1671.5
    1680.7
    [m ]
    5
    1684.0
    1686.7
    [m ]
    6
    1688.0
    1693.8
    [m ]
    8
    1702.0
    1706.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    40.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1638-1639m
    Kjerne bilde med dybde: 1640-1641m
    Kjerne bilde med dybde: 1653-1659m
    Kjerne bilde med dybde: 1659-1665m
    Kjerne bilde med dybde: 1665-1670m
    1638-1639m
    1640-1641m
    1653-1659m
    1659-1665m
    1665-1670m
    Kjerne bilde med dybde: 1671-1677m
    Kjerne bilde med dybde: 1677-1680m
    Kjerne bilde med dybde: 1684-1686m
    Kjerne bilde med dybde: 1688-1693m
    Kjerne bilde med dybde: 1702-1706m
    1671-1677m
    1677-1680m
    1684-1686m
    1688-1693m
    1702-1706m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    760.0
    [m]
    DC
    OD
    770.0
    [m]
    DC
    OD
    780.0
    [m]
    DC
    OD
    790.0
    [m]
    DC
    OD
    800.0
    [m]
    DC
    OD
    810.0
    [m]
    DC
    OD
    820.0
    [m]
    DC
    OD
    830.0
    [m]
    DC
    OD
    840.0
    [m]
    DC
    OD
    850.0
    [m]
    DC
    OD
    860.0
    [m]
    DC
    OD
    870.0
    [m]
    DC
    OD
    880.0
    [m]
    DC
    OD
    890.0
    [m]
    DC
    OD
    900.0
    [m]
    DC
    OD
    1638.0
    [m]
    C
    RRI
    1639.3
    [m]
    C
    RRI
    1640.0
    [m]
    C
    RRI
    1641.1
    [m]
    C
    RRI
    1663.2
    [m]
    C
    RRI
    1665.3
    [m]
    C
    RRI
    1666.1
    [m]
    C
    RRI
    1667.9
    [m]
    C
    RRI
    1674.4
    [m]
    C
    RRI
    1675.7
    [m]
    C
    RRI
    1677.2
    [m]
    C
    RRI
    1678.5
    [m]
    C
    RRI
    1679.7
    [m]
    C
    RRI
    1684.6
    [m]
    C
    RRI
    1685.9
    [m]
    C
    RRI
    1691.6
    [m]
    C
    RRI
    1702.0
    [m]
    C
    RRI
    1703.3
    [m]
    C
    RRI
    1703.8
    [m]
    C
    RRI
    1703.9
    [m]
    C
    RRI
    1704.6
    [m]
    C
    RRI
    1705.0
    [m]
    C
    RRI
    1705.5
    [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
    1651.00
    1657.00
    16.01.1985 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.32

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • 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
    0.29
    pdf
    0.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.14
    pdf
    0.97

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1670
    1676
    15.8
    2.0
    1651
    1657
    38.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    1177
    43549
    0.825
    0.960
    37

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1054
    1799
    CBL VDL GR CCL
    450
    1574
    CNL GR
    1570
    1648
    DLL MSFL GR
    1574
    1858
    ISF LSS GR
    347
    812
    ISF LSS GR
    799
    1583
    ISF LSS GR
    1574
    1862
    LDL CNL GR
    347
    813
    LDL CNL GR
    799
    1583
    LDL CNL NGT
    1574
    1862
    RFT
    1652
    1745
    SHDT GR
    1574
    1863
    SWS
    1579
    1851
    VELOCITY
    524
    1850

  • 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
    346.0
    36
    350.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    800.0
    26
    810.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1575.0
    17 1/2
    1587.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1852.0
    12 1/4
    1865.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    352
    1.09
    8.0
    24.0
    WATER BASED
    22.11.1984
    810
    1.11
    5.0
    25.0
    WATER BASED
    23.11.1984
    810
    1.11
    6.0
    29.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    810
    1.12
    5.0
    24.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    810
    1.11
    8.0
    20.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    28.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    29.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    30.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    04.12.1984
    810
    1.11
    6.0
    29.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    810
    1.12
    5.0
    24.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    810
    1.11
    8.0
    20.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    28.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    29.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    30.11.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    04.12.1984
    1057
    1.33
    19.0
    21.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    1233
    1.37
    18.0
    18.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    1452
    1.41
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    1584
    1.42
    25.0
    22.0
    WATER BASED
    05.12.1984
    1587
    1.25
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    10.12.1984
    1587
    1.42
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    06.12.1984
    1587
    1.42
    18.0
    25.0
    WATER BASED
    07.12.1984
    1587
    1.25
    16.0
    16.0
    WATER BASED
    10.12.1984
    1587
    1.25
    16.0
    15.0
    WATER BASED
    10.12.1984
    1587
    1.42
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1587
    1.42
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    12.12.1984
    1587
    1.42
    WATER BASED
    12.12.1984
    1587
    1.42
    18.0
    25.0
    WATER BASED
    07.12.1984
    1587
    1.25
    16.0
    16.0
    WATER BASED
    10.12.1984
    1587
    1.25
    16.0
    15.0
    WATER BASED
    10.12.1984
    1587
    1.25
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    10.12.1984
    1587
    1.42
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1587
    1.42
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    12.12.1984
    1587
    1.42
    WATER BASED
    12.12.1984
    1604
    1.23
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    1640
    1.23
    17.0
    15.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    1654
    1.23
    17.0
    21.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    1688
    1.23
    18.0
    18.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    1702
    1.24
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    19.12.1984
    1702
    1.24
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    18.12.1984
    1812
    1.24
    16.0
    22.0
    WATER BASED
    18.12.1984
    1812
    1.24
    16.0
    22.0
    WATER BASED
    19.12.1984
    1865
    1.24
    18.0
    22.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.24
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.24
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.03
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.15
    WATER BASED
    01.01.1985
    1865
    1.24
    18.0
    22.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.24
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.24
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.03
    WATER BASED
    26.12.1984
    1865
    1.14
    WATER BASED
    27.12.1984
    1865
    1.23
    18.0
    22.0
    WATER BASED
    20.12.1984
    1865
    1.14
    WATER BASED
    27.12.1984
    1865
    1.15
    WATER BASED
    01.01.1985

  • 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
    0.25