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

1/3-6

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.
    1/3-6
    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
    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.
    1/3-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINJE SH 8902 - 161 SP436
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    669-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.
    11.03.1991
    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.
    22.06.1991
    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.
    22.06.1993
    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.
    19.12.2007
    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/CONDENSATE
    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.
    PALEOCENE
    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.
    FORTIES 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.
    72.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3586.0
    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).
    3584.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    142
    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.
    HOD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 56' 14.92'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 42' 20.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6310606.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    482095.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1521

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/3-6 is located between the Gyda, Ula, and Blane fields in the Central Graben of the Norwegian North Sea.
    The primary objective was Late Jurassic Ula sands deposited as a rim syncline linked to salt diapirism. The Ula sands had been found hydrocarbon bearing in several wells in the surrounding blocks. Secondary objective was Late Paleocene "Cod sands" (Forties Formation), which could be present in the 1/3-6 area and could pinch out towards the diapir. The prognosed TD was 5030 m below MSL. The "Cod sands" were considered a low-probability target.
    Operations and results
    Wildcat well 1/3-6 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 11 March 1991. Drilling performance went on without significant problems but the primary target of the well was not reached. The discovery of a significant hydrocarbon-bearing reservoir in the Paleocene activated the contingency measures of the programme (to set an extra 11 3/4" liner). For safety and technical reasons, and to allow for a proper test of the Paleocene, the well was stopped at 3586 m in the Late Cretaceous Hod Formation. No shallow gas was encountered while drilling. The well was drilled with a KCl polymer mud.
    The well encountered 85 m of hydrocarbon bearing Forties sands at 2913.5 m. The pay zone was 44 m thick with a hydrocarbon saturation of 56 %. No hydrocarbon-water contact was found. Apart from the hydrocarbons in the Forties sands oil shows were also recorded from 3519 to 3530 m in the Tor Formation.
    One conventional core was cut at 2921 m to 2928.5 m in the Forties sands. Segregated fluid samples were taken at three depths: 2923 m (filtrate and gas), 2937 m (filtrate and gas), and two samples at 2973.5 m (filtrate and gas in one and filtrate only in the other).
    The well was permanently abandoned on 22 June 1991 as a gas-condensate discovery.
    Testing
    Three DST tests were performed. DST 1A and DST 1B both tested the interval 2960.5 - 2977 m. Due to packer failure
    during DST 1A this test was abnormally terminated and the re-test DST 1B was performed. DST 1B produced 78 Sm3 oil and 93300 Sm3 gas /day through a 44/64" choke in the final flow period. The GOR was 1196 Sm3/Sm3. The bottom hole temperature in this flow was 107.2 deg C.
    DST 2 tested the intervals 2913 - 2924 m + 2929 - 2953 m. The final flow in DST 2 was 153 Sm3 oil and 172500 Sm3 gas /day through a 48/64" choke. The GOR was 1131 Sm3/Sm3 and the condensate gravity was measured to 50.47 deg API. The pressure drawdown in this flow was 290 bar and the bottom hole temperature was 112.2 deg C. The maximum temperature in DST 2 was 123.1 deg C and was recorded in the flow with the lowest rates and lowest drawdown. It was believed to be closer to the true formation temperature than the one recorded in DST 1B.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1220.00
    3585.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2921.0
    2928.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    7.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    97
    1600
    2823
    2823
    2836
    2914
    2999
    3103
    3103
    3201
    3530

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.14
    pdf
    0.82

  • 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
    24.16
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.54
    pdf
    33.95

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2961
    2977
    17.5
    2.0
    2913
    2953
    15.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    107
    2.0
    6.800
    112
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    78
    93300
    0.780
    0.780
    1196
    2.0
    153
    172500
    0.771
    0.735
    1131

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIT-D SLS MSFL GR
    2860
    3153
    DIT-E SLS GR
    2860
    3590
    DLL MSFL GR
    2860
    3100
    FMS GR
    2860
    3591
    LDL CNL GR
    2860
    3591
    LDL CNL GR
    2860
    3155
    LDL CNL GR
    2902
    3017
    MWD - GR RES DIR
    186
    3586
    RFT-B GR
    2915
    2961
    RFT-B HP GR
    2916
    3360
    VSP
    905
    3575

  • 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
    183.0
    36
    185.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    2000.0
    26
    2003.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2861.0
    17 1/2
    2864.0
    2.13
    LOT
    LINER
    9 5/8
    3062.0
    12 1/4
    3065.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    361
    1.03
    WATER BASED
    550
    1.03
    WATER BASED
    857
    1.55
    20.0
    WATER BASED
    1255
    1.39
    38.0
    WATER BASED
    1573
    1.50
    37.0
    WATER BASED
    1600
    1.55
    22.0
    WATER BASED
    1820
    1.70
    41.0
    WATER BASED
    1925
    1.74
    56.0
    WATER BASED
    1930
    1.75
    52.0
    WATER BASED
    2070
    1.75
    63.0
    WATER BASED
    2210
    1.75
    72.0
    WATER BASED
    2263
    1.75
    47.0
    WATER BASED
    2356
    1.75
    40.0
    WATER BASED
    2503
    1.75
    43.0
    WATER BASED
    2589
    1.75
    55.0
    WATER BASED
    2651
    1.75
    58.0
    WATER BASED
    2673
    1.75
    46.0
    WATER BASED
    2680
    1.75
    52.0
    WATER BASED
    2683
    1.75
    35.0
    WATER BASED
    2715
    1.55
    28.0
    WATER BASED
    2731
    1.75
    48.0
    WATER BASED
    2800
    1.75
    48.0
    WATER BASED
    2846
    1.75
    62.0
    WATER BASED
    2850
    1.75
    27.0
    WATER BASED
    2851
    1.75
    45.0
    WATER BASED
    2859
    1.43
    4.0
    WATER BASED
    2863
    1.75
    53.0
    WATER BASED
    2870
    1.75
    45.0
    WATER BASED
    2880
    1.75
    25.0
    WATER BASED
    2888
    1.43
    4.0
    WATER BASED
    2921
    1.75
    33.0
    WATER BASED
    2928
    1.75
    34.0
    WATER BASED
    2958
    1.43
    4.0
    WATER BASED
    2958
    1.43
    4.0
    WATER BASED
    2959
    1.43
    WATER BASED
    2994
    1.75
    30.0
    WATER BASED
    3015
    1.40
    WATER BASED
    3060
    1.55
    46.0
    WATER BASED
    3061
    1.75
    43.0
    WATER BASED
    3064
    1.55
    33.0
    WATER BASED
    3110
    1.75
    44.0
    WATER BASED
    3150
    1.55
    23.0
    WATER BASED
    3157
    1.75
    28.0
    WATER BASED
    3176
    1.64
    25.0
    WATER BASED
    3200
    1.55
    30.0
    WATER BASED
    3210
    1.60
    24.0
    WATER BASED
    3270
    1.55
    29.0
    WATER BASED
    3300
    1.55
    33.0
    WATER BASED
    3326
    1.55
    30.0
    WATER BASED
    3344
    1.55
    31.0
    WATER BASED
    3388
    1.55
    30.0
    WATER BASED
    3391
    1.55
    30.0
    WATER BASED
    3465
    1.55
    34.0
    WATER BASED
    3529
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    3554
    1.55
    34.0
    WATER BASED
    3573
    1.55
    42.0
    WATER BASED
    3586
    1.50
    WATER BASED

  • 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
    0.21