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

35/9-5

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.
    35/9-5
    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.
    35/9-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Marf 0607(PGS)line 3165 Tracer 8837
    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.
    Nexen Exploration Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1290-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    38
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.01.2010
    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.
    07.02.2010
    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.
    03.10.2011
    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.
    03.10.2011
    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).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    366.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3531.0
    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).
    3529.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    116
    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.
    KROSSFJORD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 19' 28.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 48' 45.19'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6799386.69
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    543499.70
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6293

  • Brønnhistorie
    General
    The Brand well 35/9-5 was drilled ca 5 km west of the Gjøa Field on the Måløy slope in the northern North Sea. The main objective of the well was to evaluate the hydrocarbon potential of the Middle Cretaceous Agat Formation sandstone. The Agat trend had been tested by wells drilled north of Brand. The 35/9-3 well is an oil and gas discovery located 17 km to the northeast, whereas 35/3-3 and 35/3-4 known as Agat discoveries, encountered gas in coeval sands 58 km north. The Grosso well 35/6-2 S located to the north of the Brand well location also located good quality Agat sands. Based on these offsets, sandstones were expected of reasonably good quality with average porosities ranging from 18 to 22% and permeabilities of 1 to 200 mD.
    Operations and results
    Wildcat well 35/9-5 was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 1 January 2010 and drilled to TD at 3531 m in the Middle Jurassic Krossfjord Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and bentonite sweeps down to 470 m and with Glydril mud from 470 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, and Jurassic age. There was very little sand preserved in the Agat Formation at the 35/9-5 location. The formation is described as a sandy limestone to calcareous sand with approximately 4.1 m of net reservoir with average 18% porosity and 77% Sw. There was a 0.6 m interval that calculated as ?pay?, with a 55% Sw, but there were no shows to confirm hydrocarbons in the Agat Formation or in any other part of the well.
    No cores were cut. An MDT tool was run over the Middle Jurassic Krossfjord sandstone. Four stations were sampled, all tight. No valid pressure points or fluid samples were acquired.
    The well was permanently abandoned on 7 February as a dry well.
    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]
    480.00
    3531.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    910.0
    [m]
    DC
    APT
    940.0
    [m]
    DC
    APT
    960.0
    [m]
    DC
    APT
    980.0
    [m]
    DC
    APT
    1000.0
    [m]
    DC
    APT
    1020.0
    [m]
    DC
    APT
    1060.0
    [m]
    DC
    APT
    1080.0
    [m]
    DC
    APT
    1100.0
    [m]
    DC
    APT
    1120.0
    [m]
    DC
    APT
    1160.0
    [m]
    DC
    APT
    1180.0
    [m]
    DC
    APT
    1200.0
    [m]
    DC
    APT
    1220.0
    [m]
    DC
    APT
    1240.0
    [m]
    DC
    APT
    1260.0
    [m]
    DC
    APT
    1280.0
    [m]
    DC
    APT
    1300.0
    [m]
    DC
    APT
    1320.0
    [m]
    DC
    APT
    1350.0
    [m]
    DC
    APT
    1360.0
    [m]
    DC
    APT
    1380.0
    [m]
    DC
    APT
    1400.0
    [m]
    DC
    APT
    1420.0
    [m]
    DC
    APT
    1440.0
    [m]
    DC
    APT
    1460.0
    [m]
    DC
    APT
    1480.0
    [m]
    DC
    APT
    1500.0
    [m]
    DC
    APT
    1520.0
    [m]
    DC
    APT
    1560.0
    [m]
    DC
    APT
    1580.0
    [m]
    DC
    APT
    1620.0
    [m]
    DC
    APT
    1640.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    APT
    1700.0
    [m]
    DC
    APT
    1740.0
    [m]
    DC
    APT
    1760.0
    [m]
    DC
    APT
    1800.0
    [m]
    DC
    APT
    1820.0
    [m]
    DC
    APT
    1860.0
    [m]
    DC
    APT
    1880.0
    [m]
    DC
    APT
    1920.0
    [m]
    DC
    APT
    1940.0
    [m]
    DC
    APT
    1980.0
    [m]
    DC
    APT
    2000.0
    [m]
    DC
    APT
    2030.0
    [m]
    DC
    APT
    2060.0
    [m]
    DC
    APT
    2080.0
    [m]
    DC
    APT
    2120.0
    [m]
    DC
    APT
    2140.0
    [m]
    DC
    APT
    2170.0
    [m]
    DC
    APT
    2200.0
    [m]
    DC
    APT
    2220.0
    [m]
    DC
    APT
    2260.0
    [m]
    DC
    APT
    2280.0
    [m]
    DC
    APT
    2320.0
    [m]
    DC
    APT
    2340.0
    [m]
    DC
    APT
    2360.0
    [m]
    DC
    APT
    2390.0
    [m]
    DC
    APT
    2420.0
    [m]
    DC
    APT
    2440.0
    [m]
    DC
    APT
    2480.0
    [m]
    DC
    APT
    2500.0
    [m]
    DC
    APT
    2540.0
    [m]
    DC
    APT
    2560.0
    [m]
    DC
    APT
    2600.0
    [m]
    DC
    APT
    2620.0
    [m]
    DC
    APT
    2660.0
    [m]
    DC
    APT
    2680.0
    [m]
    DC
    APT
    2700.0
    [m]
    DC
    APT
    2721.0
    [m]
    DC
    APT
    2739.0
    [m]
    DC
    APT
    2760.0
    [m]
    DC
    APT
    2781.0
    [m]
    DC
    APT
    2799.0
    [m]
    DC
    APT
    2820.0
    [m]
    DC
    APT
    2841.0
    [m]
    DC
    APT
    2859.0
    [m]
    DC
    APT
    2880.0
    [m]
    DC
    APT
    2901.0
    [m]
    DC
    APT
    2919.0
    [m]
    DC
    APT
    2940.0
    [m]
    DC
    APT
    2961.0
    [m]
    DC
    APT
    2979.0
    [m]
    DC
    APT
    3000.0
    [m]
    DC
    APT
    3021.0
    [m]
    DC
    APT
    3039.0
    [m]
    DC
    APT
    3060.0
    [m]
    DC
    APT
    3081.0
    [m]
    DC
    APT
    3099.0
    [m]
    DC
    APT
    3141.0
    [m]
    DC
    APT
    3159.0
    [m]
    DC
    APT
    3180.0
    [m]
    DC
    APT
    3201.0
    [m]
    DC
    APT
    3219.0
    [m]
    DC
    APT
    3240.0
    [m]
    DC
    APT
    3261.0
    [m]
    DC
    APT
    3279.0
    [m]
    DC
    APT
    3291.0
    [m]
    DC
    APT
    3300.0
    [m]
    DC
    APT
    3309.0
    [m]
    DC
    APT
    3321.0
    [m]
    DC
    APT
    3330.0
    [m]
    DC
    APT
    3339.0
    [m]
    DC
    APT
    3351.0
    [m]
    DC
    APT
    3363.0
    [m]
    DC
    APT
    3369.0
    [m]
    DC
    APT
    3376.0
    [m]
    SWC
    APT
    3390.0
    [m]
    DC
    APT
    3400.9
    [m]
    SWC
    APT
    3411.0
    [m]
    DC
    APT
    3420.0
    [m]
    DC
    APT
    3429.0
    [m]
    DC
    APT
    3441.0
    [m]
    DC
    APT
    3450.0
    [m]
    DC
    APT
    3459.0
    [m]
    DC
    APT
    3471.0
    [m]
    DC
    APT
    3477.0
    [m]
    DC
    APT
    3489.0
    [m]
    DC
    APT
    3501.0
    [m]
    DC
    APT
    3510.0
    [m]
    DC
    APT
    3519.0
    [m]
    DC
    APT
    3522.1
    [m]
    SWC
    APT
    3531.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    txt
    0.00
    txt
    0.09

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR HNGS
    2720
    3435
    LWD - DI
    382
    470
    LWD - GR RES DI PWD
    470
    2729
    LWD - RAB GR RES DI PWD
    2729
    3531
    MDT
    3376
    3386
    MSCT
    3363
    3522
    MSCT
    3477
    3522
    MSIP PEX
    382
    3500
    VSP
    1105
    3510

  • 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
    463.0
    36
    470.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    944.0
    26
    950.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1602.0
    17 1/2
    1608.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2727.0
    12 1/4
    2729.0
    1.70
    LOT
    OPEN HOLE
    3531.0
    8 1/2
    3531.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    507
    1.29
    22.0
    KCL mud
    900
    1.29
    16.0
    KCL mud
    950
    1.24
    18.0
    KCL mud
    1520
    1.24
    21.0
    Glydrill / KCL mud
    1650
    1.26
    22.0
    Glydrill / KCL mud
    2507
    1.34
    23.0
    Glydrill / KCL mud
    2630
    1.34
    26.0
    Glydrill / KCL mud
    3001
    1.40
    23.0
    Glydrill / KCL mud
    3123
    1.45
    10.0
    Glydrill / KCL mud
    3390
    1.24
    17.0
    Glydrill / KCL mud
    3390
    1.45
    26.0
    Glydrill / KCL mud