Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/8-3

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.
    35/8-3
    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.
    35/8-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINJE 79 - 2 - 30 SP 590
    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.
    Norwegian Gulf Exploration Company AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    580-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.
    06.07.1988
    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.
    15.10.1988
    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.
    15.10.1990
    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.
    01.08.2010
    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
    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.
    INTRA HEATHER FM SS
    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.
    373.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3944.0
    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).
    3944.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    141
    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.
    RANNOCH FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 21' 5.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 32' 2.63'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6802217.37
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    528566.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1288

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/8-3 was drilled in the southern end of the Sogn Graben in the Northern North Sea. The primary objective was to assess the hydrocarbon potential of the Brent Group sandstones, which flowed gas-condensate in wells 35/8-1 and 35/8-2. The Brent Group was expected to be 212 m thick and to be encountered at a depth of 3631 m subsea. Secondary objectives were Late Jurassic Intra-Heather Formation sandstones, and possible Intra-Early Cretaceous sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 35/8-3 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Scout on 6 July 1988 and drilled to TD at 3944 m (3947 m logger's depth) in the Middle Jurassic Brent Group. No shallow gas was observed. While drilling the 12 1/4" section the drill string got stuck in Heather sands at 3539 m. After 7 days unsuccessful fishing the hole was plugged back to 3308 m. It was sidetracked from 3371 m and drilled to section TD at 3560 m. The BHA got stuck a second time at 3863 m in the 8 1/2" section. After 5 days with several fishing attempts by jarring the BHA was fished after spotting a diesel based fluid. The diesel was circulated out and the well was drilled to its final TD. The well was drilled with spud mud down to 830 m, with Drispac and seawater from 830 m to 2174 m, and with KCl/polymer mud from 2174 m to TD.
    Hydrocarbon indications while drilling were minor except in the Late Jurassic Heather sands. Log analyses of the Heather sands indicated a probable gross gas column of 70 m with a net pay of 31.9 m. Average porosity in the net sand was 15.6% with an estimated average water saturation of 22%. An RFT pressure-depth plot confirmed a gas column with an estimated 0.162 psi/ft (3.66 KPa/m) pressure gradient. No gas/water contact was apparent. Shows were encountered while drilling the Brent Group sands, but analyses of wire line logs and RFT's indicated the interval was water bearing. No reservoir rocks were encountered in the Early Cretaceous age formations.
    One conventional core was cut from 3830 to 3848.4 m. Recovery was 100% and consisted of sands and shales of the Ness Formation, Brent Group. Two RFT fluid samples were taken at 3467 m (0.04 Sm2 gas and 10 litres mud filtrate with trace of oil), and at 3859.5 m (10 litres mud filtrate and formation water, no gas or oil).
    The well was permanently abandoned on 15 October 1988 as a gas discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    840.00
    3944.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3830.0
    3848.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3830-3835m
    Kjerne bilde med dybde: 3835-3840m
    Kjerne bilde med dybde: 3840-3845m
    Kjerne bilde med dybde: 3845-3848m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3830-3835m
    3835-3840m
    3840-3845m
    3845-3848m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2745.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2775.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2805.0
    [m]
    DC
    RRI
    2824.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2857.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2905.0
    [m]
    DC
    RRI
    2926.0
    [m]
    DC
    RRI
    2941.0
    [m]
    DC
    RRI
    2959.0
    [m]
    DC
    RRI
    2978.0
    [m]
    DC
    RRI
    3002.0
    [m]
    DC
    RRI
    3018.0
    [m]
    DC
    RRI
    3034.0
    [m]
    DC
    RRI
    3048.0
    [m]
    DC
    RRI
    3146.0
    [m]
    DC
    RRI
    3176.0
    [m]
    DC
    RRI
    3206.0
    [m]
    DC
    RRI
    3236.0
    [m]
    DC
    RRI
    3266.0
    [m]
    DC
    RRI
    3294.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.48
    pdf
    1.18
    pdf
    1.57

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.23
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    22.26

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2180
    3557
    CST GR
    3575
    3942
    DIS LSS GR SP
    2160
    3560
    DIS LSS GR SP CAL
    819
    2141
    DLL MAFL GR SP
    3300
    3556
    DLL MSFL GR SP CAL
    3545
    3941
    LDL CNL GR CAL
    2160
    3561
    LDL CNL GR CAL
    3545
    3946
    LSS GR
    3545
    3943
    RFT GR
    3814
    3946
    RFT HP GR
    3441
    3467
    SHDT
    3545
    3946
    VSP
    500
    3945

  • 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
    531.0
    36
    845.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    818.5
    26
    1022.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2159.5
    17 1/2
    2174.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3545.5
    12 1/4
    3560.0
    1.84
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    440
    1.32
    13.0
    4.0
    WATER BASED
    12.10.1988
    440
    1.32
    11.0
    3.0
    WATER BASED
    13.10.1988
    685
    0.00
    WATER BASED
    15.08.1988
    845
    0.00
    WATER BASED
    16.08.1988
    1150
    1.14
    15.0
    6.2
    WATER BASED
    19.08.1988
    1205
    1.14
    14.0
    6.2
    WATER BASED
    19.08.1988
    1474
    1.14
    14.0
    6.2
    WATER BASED
    19.08.1988
    1786
    1.15
    15.0
    5.7
    WATER BASED
    19.08.1988
    1862
    1.18
    16.0
    5.2
    WATER BASED
    19.08.1988
    1974
    1.18
    15.0
    6.2
    WATER BASED
    19.08.1988
    2023
    1.32
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    2043
    1.32
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    10.10.1988
    2148
    1.18
    14.0
    5.7
    WATER BASED
    19.08.1988
    2174
    1.18
    14.0
    3.8
    WATER BASED
    19.08.1988
    2174
    1.18
    13.0
    3.3
    WATER BASED
    19.08.1988
    2174
    1.18
    14.0
    5.7
    WATER BASED
    19.08.1988
    2271
    1.18
    14.0
    5.7
    WATER BASED
    19.08.1988
    2320
    1.18
    12.0
    4.8
    WATER BASED
    19.08.1988
    2474
    1.20
    10.0
    4.8
    WATER BASED
    19.08.1988
    2500
    1.32
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    10.10.1988
    2524
    1.20
    12.0
    4.8
    WATER BASED
    19.08.1988
    2697
    1.25
    12.0
    6.7
    WATER BASED
    19.08.1988
    2843
    1.25
    10.0
    4.8
    WATER BASED
    19.08.1988
    2885
    1.25
    10.0
    4.8
    WATER BASED
    22.08.1988
    2974
    1.25
    9.0
    4.8
    WATER BASED
    22.08.1988
    2995
    1.26
    13.0
    7.2
    WATER BASED
    22.08.1988
    3062
    1.26
    13.0
    7.6
    WATER BASED
    22.08.1988
    3127
    1.26
    13.0
    6.2
    WATER BASED
    22.08.1988
    3166
    1.26
    13.0
    7.2
    WATER BASED
    22.08.1988
    3216
    1.27
    11.0
    5.7
    WATER BASED
    22.08.1988
    3291
    1.27
    11.0
    5.2
    WATER BASED
    22.08.1988
    3292
    1.27
    11.0
    4.8
    WATER BASED
    22.08.1988
    3300
    1.32
    13.0
    6.7
    WATER BASED
    29.08.1988
    3345
    1.32
    16.0
    6.2
    WATER BASED
    29.08.1988
    3371
    1.32
    15.0
    7.2
    WATER BASED
    30.08.1988
    3377
    1.29
    11.0
    4.8
    WATER BASED
    22.08.1988
    3379
    1.32
    14.0
    5.7
    WATER BASED
    31.08.1988
    3396
    1.32
    14.0
    5.7
    WATER BASED
    02.09.1988
    3402
    1.32
    14.0
    5.7
    WATER BASED
    02.09.1988
    3426
    1.32
    17.0
    6.2
    WATER BASED
    05.09.1988
    3435
    1.03
    13.0
    6.7
    WATER BASED
    22.08.1988
    3450
    1.61
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    10.10.1988
    3463
    1.32
    18.0
    1.6
    WATER BASED
    05.09.1988
    3467
    1.30
    13.0
    5.7
    WATER BASED
    22.08.1988
    3492
    1.31
    12.0
    5.7
    WATER BASED
    22.08.1988
    3500
    1.32
    13.0
    6.2
    WATER BASED
    22.08.1988
    3502
    1.32
    18.0
    7.6
    WATER BASED
    05.09.1988
    3539
    1.32
    14.0
    6.7
    WATER BASED
    23.08.1988
    3539
    1.32
    14.0
    7.2
    WATER BASED
    24.08.1988
    3539
    1.32
    14.0
    7.2
    WATER BASED
    25.08.1988
    3539
    1.32
    17.0
    7.2
    WATER BASED
    26.08.1988
    3539
    1.32
    17.0
    7.2
    WATER BASED
    29.08.1988
    3539
    1.32
    13.0
    7.2
    WATER BASED
    22.08.1988
    3560
    1.32
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    08.09.1988
    3560
    1.32
    17.0
    7.5
    WATER BASED
    13.09.1988
    3560
    1.32
    16.0
    7.5
    WATER BASED
    06.09.1988
    3560
    1.32
    17.0
    7.5
    WATER BASED
    08.09.1988
    3560
    1.32
    17.0
    7.5
    WATER BASED
    09.09.1988
    3560
    1.32
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    13.09.1988
    3563
    1.48
    16.0
    7.5
    WATER BASED
    14.09.1988
    3598
    1.48
    18.0
    WATER BASED
    14.09.1988
    3610
    1.48
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    15.09.1988
    3674
    1.61
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    16.09.1988
    3732
    1.61
    24.0
    7.5
    WATER BASED
    19.09.1988
    3737
    1.61
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    19.09.1988
    3750
    1.61
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    07.10.1988
    3763
    1.61
    27.0
    5.5
    WATER BASED
    19.09.1988
    3784
    1.61
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    20.09.1988
    3806
    1.61
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    21.09.1988
    3833
    1.61
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    22.09.1988
    3853
    1.61
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    23.09.1988
    3944
    1.61
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    26.09.1988
    3944
    1.61
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    27.09.1988
    3944
    1.61
    20.0
    4.0
    WATER BASED
    29.09.1988
    3944
    1.61
    20.0
    4.0
    WATER BASED
    30.09.1988
    3944
    1.61
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    04.10.1988
    3944
    1.61
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    04.10.1988
    3944
    1.61
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    05.10.1988
    3944
    1.61
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    26.09.1988
    3944
    1.61
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    28.09.1988
    3944
    1.61
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    06.10.1988

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22