Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/10-3

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.
    35/10-3
    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
    Pressemelding
    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.
    35/10-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9303- INLINE 536 & CROSSLINE 2436
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    950-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    22
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.06.1999
    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.
    14.07.1999
    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.
    14.07.2001
    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.
    18.12.2002
    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.
    DRY
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    363.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2250.0
    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).
    2247.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    65
    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 CRETACEOUS
    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.
    JORSALFARE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 2' 47.96'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 7' 40.22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6768151.37
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    506904.47
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3719

  • Brønnhistorie
    General
    Production License 173, block 35/10, is located north-northwest of the Troll, approximately 80 km off-shore Western Norway. Well 35/10-3 is the third well drilled within the PL 173 licence area. The objective of the well was to test the hydrocarbon potential of Paleocene deep marine sandstones (Hermod Formation) of the Sele Formation in the southern part of block 35/10, known as the the Graben Fill prospect. The reservoir was expected to consist of two deep marine fans, stacked on each other.
    Operations and results
    Wildcat well 35/10-3 was spudded 23 June 1999 with the semi-submersible installation "Transocean Arctic". First attempt to spud failed due to boulders at 427 m. The installation was moved 20 m and after a successful second spud it was drilled to a total depth of 2250 m in the Late Cretaceous Jorsalfare Formation. The well was drilled with bentonite/PAC down to 655 m and KCl polymer mud (Ultidrill) from 655 m to TD. No shallow gas was encountered. A class 2 warning (over-pressured shallow gas) was given for a sand layer prognosed at 675 m. The Hermod Formation was penetrated at 1948 m and consisted of 35 m sandstone, as prognosed. The sandstone was water filled. Weak direct fluorescence and a few grams with cut fluorescence and increase in heavy components in the background gas was described. The prognosed lower fan proved to consist of claystone. No conventional cores were cut and no fluid samples were taken.
    The well was permanently plugged and abandoned as a dry well on 14 July 1999.
    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]
    660.00
    2250.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    660.0
    [m]
    DC
    RRI
    700.0
    [m]
    DC
    RRI
    720.0
    [m]
    DC
    RRI
    740.0
    [m]
    DC
    RRI
    760.0
    [m]
    DC
    RRI
    820.0
    [m]
    DC
    RRI
    840.0
    [m]
    DC
    RRI
    860.0
    [m]
    DC
    RRI
    880.0
    [m]
    DC
    RRI
    900.0
    [m]
    DC
    RRI
    920.0
    [m]
    DC
    RRI
    940.0
    [m]
    DC
    RRI
    960.0
    [m]
    DC
    RRI
    980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1000.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1821.0
    [m]
    DC
    RRI
    1842.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1866.0
    [m]
    DC
    RRI
    1872.0
    [m]
    DC
    RRI
    1878.0
    [m]
    DC
    RRI
    1884.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1893.0
    [m]
    DC
    RRI
    1896.0
    [m]
    DC
    RRI
    1899.0
    [m]
    DC
    RRI
    1902.0
    [m]
    DC
    RRI
    1905.0
    [m]
    DC
    RRI
    1908.0
    [m]
    DC
    RRI
    1911.0
    [m]
    DC
    RRI
    1914.0
    [m]
    DC
    RRI
    1917.0
    [m]
    DC
    RRI
    1929.0
    [m]
    DC
    RRI
    1935.0
    [m]
    DC
    RRI
    1938.0
    [m]
    DC
    RRI
    1941.0
    [m]
    DC
    RRI
    1944.0
    [m]
    DC
    RRI
    1947.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1953.0
    [m]
    DC
    RRI
    1956.0
    [m]
    DC
    RRI
    1959.0
    [m]
    DC
    RRI
    1962.0
    [m]
    DC
    RRI
    1965.0
    [m]
    DC
    RRI
    1968.0
    [m]
    DC
    RRI
    1971.0
    [m]
    DC
    RRI
    1974.0
    [m]
    DC
    RRI
    1977.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1983.0
    [m]
    DC
    RRI
    1986.0
    [m]
    DC
    RRI
    1989.0
    [m]
    DC
    RRI
    1992.0
    [m]
    DC
    RRI
    1995.0
    [m]
    DC
    RRI
    1998.0
    [m]
    DC
    RRI
    2001.0
    [m]
    DC
    RRI
    2004.0
    [m]
    DC
    RRI
    2007.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2013.0
    [m]
    DC
    RRI
    2016.0
    [m]
    DC
    RRI
    2019.0
    [m]
    DC
    RRI
    2022.0
    [m]
    DC
    RRI
    2025.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2045.0
    [m]
    DC
    RRI
    2055.0
    [m]
    DC
    RRI
    2065.0
    [m]
    DC
    RRI
    2075.0
    [m]
    DC
    RRI
    2085.0
    [m]
    DC
    RRI
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2105.0
    [m]
    DC
    RRI
    2115.0
    [m]
    DC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2132.0
    [m]
    DC
    RRI
    2135.0
    [m]
    DC
    RRI
    2138.0
    [m]
    DC
    RRI
    2141.0
    [m]
    DC
    RRI
    2145.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2153.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2205.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2215.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2235.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    .pdf
    1.60
    .pdf
    34.35

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMT GR
    1950
    1983
    HDIL MAC ZDL CND DSL TTRM
    1807
    2248
    MWD - MPR
    1807
    2250
    MWD - MPR-L
    468
    1818
    VSP GR
    1195
    2170

  • 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
    459.0
    36
    460.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    645.0
    26
    645.0
    1.27
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1807.0
    17 1/2
    1807.0
    1.66
    LOT
    OPEN HOLE
    2250.0
    12 1/4
    2250.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    655
    1.03
    BENTONITE/FW
    1256
    1.21
    17.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    1494
    1.21
    DUMMY
    1645
    1.25
    21.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    1818
    1.30
    22.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    1940
    1.37
    31.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    1950
    1.37
    31.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    1950
    1.37
    31.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    2250
    1.37
    31.0
    KCL/GLYCOL/PAC

  • 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