Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7/11-9

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.
    7/11-9
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7/11-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH CN 82 - 308 SP. 713
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    491-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    104
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.11.1985
    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.
    09.03.1986
    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.
    09.03.1988
    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.
    19.10.2006
    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.
    SHOWS
    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
    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.
    81.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4271.0
    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).
    4270.0
    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.
    170
    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 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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 12' 11.79'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 24' 50.18'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6340308.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    464590.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    856

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/11-9 is located ca 5.5 km from the UK border, North of the Cod and Mime Fields on the Cod Terrace. It was designed to test the sedimentary sequences that were seismically correlateable with Ula sands in the 7/11-5 Mime Discovery. The closure of prospect was dependent on pinch-out of the Ula sands and sealing Triassic rocks over the faults to the east and west. Prognosed top of the Ula sands was at 4119 m, and the thickness 90 m. Prognosed TD was at 4260 m in Triassic rocks.
    Operations and results
    Well 7/11-9 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 26 November 1985 and drilled to TD at 4271 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 723 m and with KCl polymer mud from 723 m to 3947 m. Due to stuck drill pipe at 3706 m pills with diesel/Imco Spot/Pipelax was spotted. A total of six days were spent freeing the pipe and pulling out of hole before drilling could commence. The 8 3/8" section from 3947 m to TD was drilled with KCl polymer with additions of Chrome lignite starting at 4084 m.
    Top limestone came in at 3162 m, and the limestone continued down to top Rødby Formation at 3899 m. Top Jurassic was encountered at 4027 m. Grey/brownish siltstone of the Farsund Formation was encountered at 4093 m. The Ula Formation sand came in at 4168.5 m, and three cores were cut in the interval 4165- 4209.7 m. The cores indicated a 14 m column of shows all through the Ula sands down to top Triassic rocks at 4182.5 m. RFT-tests were run and showed very low permeability, which was confirmed by a DST-test. No shows were reported from above or below the Ula Formation. One RFT sample was recovered from 4181 m. The Horner corrected temperature from 5 highly consistent wire line BHT's at TD gave a temperature of 170 deg C.
    The well was permanently abandoned on 9 March 1986 as a dry well.
    Testing
    One DST-test was performed in the interval 4168.4 to 4182.5 m. Only a small amount of water was produced (3.1 Sm3/day). BHT during the test was 156.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    4260.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4166.0
    4179.0
    [m ]
    2
    4179.0
    4190.0
    [m ]
    3
    4191.0
    4209.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    42.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4165-4168m
    Kjerne bilde med dybde: 4173-4176m
    Kjerne bilde med dybde: 4169-4172m
    Kjerne bilde med dybde: 4177-4180m
    Kjerne bilde med dybde: 4181-4184m
    4165-4168m
    4173-4176m
    4169-4172m
    4177-4180m
    4181-4184m
    Kjerne bilde med dybde: 4185-4188m
    Kjerne bilde med dybde: 4189-4192m
    Kjerne bilde med dybde: 4193-4196m
    Kjerne bilde med dybde: 4197-4200m
    Kjerne bilde med dybde: 4201-4204m
    4185-4188m
    4189-4192m
    4193-4196m
    4197-4200m
    4201-4204m
    Kjerne bilde med dybde: 4205-4208m
    Kjerne bilde med dybde: 4209-4210m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4205-4208m
    4209-4210m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2969.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2985.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3009.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3044.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3062.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3077.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3104.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4035.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4070.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4083.0
    [m]
    DC
    HALIB
    4140.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4145.0
    [m]
    DC
    HALIB
    4160.0
    [m]
    C
    HALIB
    4174.6
    [m]
    C
    HALIB
    4177.4
    [m]
    C
    HALIB
    4178.8
    [m]
    C
    RRI
    4180.0
    [m]
    C
    RRI
    4216.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4228.0
    [m]
    SWC
    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
    4169.00
    4182.50
    03.03.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.70

  • 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
    0.25
    pdf
    0.34

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.69

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4170
    4183
    44.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    508
    2193
    CBL VDL
    1600
    3933
    CST GR
    2791
    3952
    CST GR
    3960
    4265
    DLL MSFL
    3890
    4255
    ISF LSS GR SP
    190
    4272
    LDL CNL GR
    2197
    3950
    LDL CNL NGT
    3933
    4265
    LDL GR CAL
    708
    2212
    RFT
    4169
    4181
    SHDT
    2770
    3250
    SHDT
    3800
    3950
    SHDT
    3933
    4274
    VSP
    863
    4256

  • 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
    190.0
    36
    192.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    708.0
    26
    723.0
    2.14
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2195.0
    17 1/2
    2212.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3932.0
    12 1/4
    3947.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    4255.0
    8 1/2
    4272.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    192
    1.20
    WATER BASED
    27.11.1985
    192
    1.07
    WATER BASED
    01.12.1985
    635
    1.10
    5.0
    12.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    723
    1.11
    15.0
    22.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    723
    1.11
    5.0
    9.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    723
    1.10
    10.0
    17.0
    WATER BASED
    03.12.1985
    723
    1.16
    10.0
    17.0
    WATER BASED
    04.12.1985
    723
    1.15
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    05.12.1985
    723
    1.15
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    830
    1.16
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    1355
    1.26
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    1863
    1.58
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    2058
    1.60
    34.0
    13.0
    WATER BASED
    11.12.1985
    2212
    1.60
    34.0
    10.0
    WATER BASED
    12.12.1985
    2212
    1.63
    32.0
    13.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2212
    1.66
    38.0
    12.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2212
    1.66
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2212
    1.66
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    16.12.1985
    2212
    1.66
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    17.12.1985
    2233
    1.60
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    18.12.1985
    2404
    1.60
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    19.12.1985
    2478
    1.60
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2661
    1.60
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2808
    1.60
    24.0
    11.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2945
    1.60
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    23.12.1985
    2968
    1.60
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    26.12.1985
    3093
    1.60
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    26.12.1985
    3159
    1.57
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    3211
    1.56
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    3241
    1.56
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    3347
    1.56
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    3364
    1.60
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    01.01.1986
    3375
    1.60
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    01.01.1986
    3505
    1.60
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    02.01.1986
    3613
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3696
    1.60
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3719
    1.74
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    06.03.1986
    3719
    1.74
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    08.03.1986
    3720
    1.60
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3720
    1.60
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    07.01.1986
    3720
    1.60
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    08.01.1986
    3720
    1.60
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    09.01.1986
    3720
    1.60
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3720
    1.60
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3739
    1.60
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3756
    1.60
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    14.01.1986
    3775
    1.60
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    14.01.1986
    3785
    1.60
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    15.01.1986
    3822
    1.60
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    16.01.1986
    3834
    1.60
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3877
    1.60
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3900
    1.60
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3926
    1.60
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3947
    1.60
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    22.01.1986
    3947
    1.60
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3947
    1.60
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    29.01.1986
    3947
    1.60
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3947
    1.60
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3947
    1.60
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3947
    1.60
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3947
    1.60
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3962
    1.60
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3995
    1.60
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    4015
    1.60
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    4025
    1.83
    47.0
    18.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    4052
    1.89
    43.0
    13.0
    WATER BASED
    04.02.1986
    4084
    1.89
    40.0
    10.0
    WATER BASED
    05.02.1986
    4084
    1.89
    35.0
    10.0
    WATER BASED
    07.02.1986
    4128
    1.89
    34.0
    10.0
    WATER BASED
    07.02.1986
    4133
    1.74
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    05.03.1986
    4133
    1.74
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    04.03.1986
    4165
    1.89
    32.0
    8.0
    WATER BASED
    11.02.1986
    4179
    1.89
    28.0
    8.0
    WATER BASED
    11.02.1986
    4179
    1.89
    31.0
    10.0
    WATER BASED
    11.02.1986
    4214
    1.89
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    11.02.1986
    4241
    1.60
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    26.12.1985
    4260
    1.89
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    12.02.1986
    4271
    1.89
    31.0
    7.0
    WATER BASED
    13.02.1986
    4271
    1.89
    31.0
    6.0
    WATER BASED
    17.02.1986
    4271
    1.89
    29.0
    5.0
    WATER BASED
    17.02.1986
    4271
    1.89
    29.0
    5.0
    WATER BASED
    18.02.1986
    4271
    1.89
    29.0
    5.0
    WATER BASED
    19.02.1986
    4271
    1.89
    29.0
    5.0
    WATER BASED
    20.02.1986
    4271
    1.89
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    23.02.1986
    4271
    1.89
    30.0
    8.0
    WATER BASED
    23.02.1986
    4271
    1.89
    28.0
    6.0
    WATER BASED
    23.02.1986
    4271
    1.74
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    25.02.1986
    4271
    1.74
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    25.02.1986
    4271
    1.74
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    27.02.1986
    4271
    1.74
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    27.02.1986
    4271
    1.74
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    03.03.1986
    4271
    1.89
    33.0
    6.0
    WATER BASED
    21.02.1986
    4271
    1.74
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    02.03.1986

  • 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
    0.21