Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
09.05.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-3

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.
    34/7-3
    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).
    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.
    34/7-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    G/E - 153 SP. 440
    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.
    436-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    111
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.09.1984
    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.
    02.01.1985
    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.
    02.01.1987
    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.
    01.04.2012
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD 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.
    LATE 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.
    LUNDE 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.
    303.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3414.0
    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).
    3413.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    113
    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.
    LATE 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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 25' 54.08'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 7' 43.89'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6811345.10
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    453522.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    442

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-3 was drilled on the Snorre E structure in the northern part of block 34/7. The purpose was to further appraise the reservoir potential of the Statfjord Formation and upper Lunde Formation in the E-structure extension of the Snorre Discovery and to test the oil/water contact found in wells 34/4-4 and 34/7-1.
    Operations and results
    Well 34/7-3 was spudded with the semi-submersible installation Vildcat Explorer on 14 September 1984 and drilled to TD at 3414 m in the Late Triassic Lunde Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 454 m, with gel mud from 454 m to 1165 m, with KCl/Polymer mud from 1165 m to 2769 m, and with ligno/lignosulphonate mud from 2769 m to TD.
    The well consisted mainly of claystones in the Tertiary and Cretaceous sections, with the exception of sand development in the Utsira Formation (Miocene), and an Early Oligocene sand development (1288 - 1323 m). The rest of the well, the Jurassic and Triassic sections, was mainly composed of alternating claystone/sandstone sequences. Top Statfjord was encountered at 2414 m.The Statfjord and Lunde Formations were oil filled down to a common OWC at 2610 m based on pressure gradients. Strong shows on cores continued down to 2622 m, below this depth the shows became weak and spotted. Apart from this oil shows, of variable quality, started in silty claystones at 2180 m in the Late Cretaceous and continued down to 2755 m in the Lunde Formation.
    A total of 19 cores were taken in the interval 2396 - 2643 m in the Jurassic (Dunlin- and Statfjord Formations) and the Triassic sequence (Upper Lunde Formation). The core recovery was 91.5%. Core depth for core 17 was 0.5 m deeper than logger's depth and core depth for core 19 was 2.0 m shallower than logger's depth. Otherwise core depths were found equal to logger's depth. In addition to conventional cores 240 sidewall cores were recovered in this well. RFT fluid samples were taken at 2418 m (oil), 2475 m (oil/water/mud), and 2605 (water and mud filtrate with small amount of oil)
    The well was permanently abandoned on 2 January 1985 as an oil appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were carried out.
    DST 1 tested the interval 2601.0 to 2607.5 m in the upper Lunde Formation. It produced 293 Sm3 oil/day through an 8 mm choke. The separator GOR was 28.5 Sm3/Sm3, the oil density was 0.840 g/cm3, and the gas gravity was . The down hole temperature measured in the test was 94.4 deg C.
    DST 2 tested the interval 2505.0 to 2513 m in the Statfjord Formation. It produced 666 Sm3 oil/day through an 11 mm choke. The separator GOR was 26 Sm3/Sm3, the oil density was 0.836 g/cm3, and the gas gravity was . The down hole temperature measured in the test was 91.4 deg C
    DST 3 tested the interval 2440.9 to 2449 m in the Statfjord Formation. It produced 1390 Sm3 oil/day through a 12.7 mm choke. The separator GOR was 32 Sm3/Sm3, the oil density was 0.838 g/cm3, and the gas gravity was . The down hole temperature measured in the test was 89.4 deg C.
    All tests produced clean oil with no water or sand. The initial oil formation volume factor ranged from 1.23 m3 /Sm3 to 1.35 m3 /Sm3 in DST1 to DST3 test intervals respectively.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    460.00
    3379.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2396.0
    2414.0
    [m ]
    2
    2414.0
    2414.5
    [m ]
    3
    2414.5
    2425.5
    [m ]
    4
    2425.5
    2434.1
    [m ]
    5
    2439.0
    2449.8
    [m ]
    6
    2450.0
    2458.8
    [m ]
    7
    2459.5
    2467.8
    [m ]
    8
    2469.0
    2470.7
    [m ]
    9
    2471.0
    2481.5
    [m ]
    10
    2481.5
    2486.8
    [m ]
    11
    2487.5
    2505.5
    [m ]
    13
    2506.5
    2515.5
    [m ]
    14
    2515.5
    2518.0
    [m ]
    15
    2519.0
    2527.0
    [m ]
    16
    2527.5
    2528.4
    [m ]
    17
    2549.5
    2553.0
    [m ]
    18
    2606.0
    2623.0
    [m ]
    19
    2625.0
    2643.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    160.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1095.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1125.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1135.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1155.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1195.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1235.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1275.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1395.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1415.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1425.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1455.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1485.0
    [m]
    DC
    RRI
    1495.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1515.0
    [m]
    DC
    RRI
    1535.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1545.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1605.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1828.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1875.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2240.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2355.1
    [m]
    SWC
    RRI
    2362.0
    [m]
    DC
    RRI
    2364.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2380.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2388.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2396.0
    [m]
    C
    RRI
    2414.7
    [m]
    C
    RRI
    2429.2
    [m]
    C
    RRI
    2449.8
    [m]
    SWC
    RRI
    2452.3
    [m]
    C
    RRI
    2454.9
    [m]
    C
    RRI
    2656.0
    [m]
    DC
    RRI
    2671.0
    [m]
    DC
    RRI
    2683.0
    [m]
    DC
    RRI
    2884.0
    [m]
    DC
    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
    DST1
    2601.00
    2607.50
    05.12.1984 - 06:07
    YES
    DST
    DST3B
    2440.90
    2449.40
    OIL
    25.12.1984 - 22:10
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.43
    pdf
    1.73
    pdf
    0.71
    pdf
    0.19
    pdf
    2.90

  • 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
    0.30
    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
    17.12

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2601
    2607
    8.0
    2.0
    2505
    2513
    11.0
    3.0
    2441
    2449
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    300
    8400
    0.840
    28
    2.0
    680
    17680
    0.836
    26
    3.0
    1370
    43872
    0.838
    32

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    0
    0
    BGL CAL GR
    1153
    1924
    BGL GR
    451
    1158
    CDR CAL GR
    1152
    1826
    CDR CAL GR
    1153
    1924
    CNL EPL PCT NGT
    1921
    2761
    CNL GR
    2752
    3412
    CST
    0
    0
    DLL MSFL GR
    2335
    2764
    GR
    322
    451
    ISF LSS GR
    451
    1162
    ISF LSS GR
    1153
    1923
    ISF LSS MSFL GR
    2752
    3411
    ISF MSFL BHC GR
    1921
    2543
    LDL
    1921
    2767
    LDL GR
    451
    1163
    LDL GR
    1153
    1924
    LDL NGL
    2752
    3412
    RFT HP GR
    1921
    2543
    RFT HP GR
    1921
    2768
    RFT HP GR
    2752
    3413
    SHDT GR
    1921
    2768
    SHDT GR
    2752
    3413
    VSP
    451
    3412

  • 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
    451.0
    36
    454.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1153.0
    26
    1168.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1922.0
    17 1/2
    1940.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2753.0
    12 1/4
    2786.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    3414.0
    8 1/2
    3414.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    354
    1.03
    WATER BASED
    16.09.1984
    652
    1.07
    WATER BASED
    16.09.1984
    1021
    1.13
    46.0
    31.0
    WATER BASED
    17.09.1984
    1165
    1.19
    45.0
    30.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1165
    1.14
    48.0
    31.0
    WATER BASED
    20.09.1984
    1165
    1.19
    45.0
    30.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1165
    1.24
    52.0
    34.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1165
    1.26
    53.0
    35.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1165
    1.13
    48.0
    32.0
    WATER BASED
    20.09.1984
    1165
    1.14
    48.0
    31.0
    WATER BASED
    20.09.1984
    1165
    1.24
    52.0
    34.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1165
    1.26
    53.0
    35.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1165
    1.26
    50.0
    28.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1165
    1.26
    50.0
    28.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1168
    1.26
    48.0
    22.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1168
    1.13
    44.0
    10.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    1168
    1.13
    44.0
    10.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    1430
    1.13
    44.0
    10.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    1575
    1.28
    50.0
    20.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    1860
    1.37
    50.0
    20.0
    WATER BASED
    03.10.1984
    1940
    1.46
    55.0
    19.0
    WATER BASED
    03.10.1984
    1940
    1.50
    59.0
    20.0
    WATER BASED
    04.10.1984
    1940
    1.50
    54.0
    18.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    1940
    1.50
    58.0
    20.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    1940
    1.50
    59.0
    20.0
    WATER BASED
    04.10.1984
    1940
    1.50
    54.0
    18.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    1940
    1.50
    58.0
    20.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    1945
    1.50
    55.0
    18.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    2214
    1.67
    17.0
    18.0
    WATER BASED
    11.10.1984
    2309
    1.68
    21.0
    18.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    2376
    1.73
    24.0
    15.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    2396
    1.73
    24.0
    15.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    2428
    1.70
    23.0
    14.0
    WATER BASED
    31.10.1984
    2428
    1.70
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    01.11.1984
    2428
    1.70
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    01.11.1984
    2611
    1.70
    24.0
    16.0
    WATER BASED
    02.11.1984
    2699
    1.70
    52.0
    16.0
    WATER BASED
    03.12.1984
    2699
    1.70
    52.0
    16.0
    WATER BASED
    03.12.1984
    2699
    1.61
    70.0
    20.0
    WATER BASED
    03.12.1984
    2786
    1.63
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    15.11.1984
    2846
    1.61
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    19.11.1984
    2934
    1.61
    70.0
    20.0
    WATER BASED
    03.12.1984
    3034
    1.61
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    19.11.1984
    3197
    1.61
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    21.11.1984
    3318
    1.61
    63.0
    12.0
    WATER BASED
    21.11.1984
    3372
    1.61
    63.0
    12.0
    WATER BASED
    23.11.1984
    3414
    1.61
    67.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    3414
    1.61
    69.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    3414
    1.61
    70.0
    10.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    3414
    1.61
    70.0
    10.0
    WATER BASED
    29.11.1984
    3414
    1.61
    65.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    3414
    1.61
    69.0
    10.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    3414
    1.61
    67.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    3414
    1.61
    69.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    3414
    1.61
    69.0
    10.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    3414
    1.61
    70.0
    10.0
    WATER BASED
    29.11.1984
    3414
    1.61
    70.0
    10.0
    WATER BASED
    27.11.1984

  • 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