Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

36/1-2

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.
    36/1-2
    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.
    36/1-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE CH 431-120 SP.730
    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.
    138-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.08.1975
    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.
    27.10.1975
    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.
    27.10.1977
    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.
    11.02.2005
    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).
    25.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    226.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3255.6
    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).
    3250.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    82
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 53' 0.25'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 0' 52.19'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6861772.37
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    553340.71
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    436

  • Brønnhistorie
    General
    The exploratory well, 36/1-2, was drilled on Block 36/1 in the northern Norwegian North Sea approximately 25 km west of Måløy in western Norway, east of the Norwegian Trench. The primary target of well 36/1-2 was possible hydrocarbon bearing sandstones of the Middle and Late Jurassic. The secondary target was possible hydrocarbon bearing Early Cretaceous sandstones. The geological sequence on East Greenland shows favourable sand developments in the Lower Cretaceous and similar depositional configurations might exist in the 041/042-license area.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 26 August 1975 and drilled to TD at 3255 m in metamorphic gneiss basement. No significant problems were encountered during operations. The well was drilled with salt-water gel mud down to 650 m, with gypsum mud from 650 m to 1406 m, and with lignosulphonate mud from 1406 m to TD.
    The secondary target Early Cretaceous sandstone (Agat Formation) was encountered from 2815 m to 2865 m. The primary target Jurassic sandstones were found to be Intra Heather Sandstone, from 3146 m to top of the basement at 3233 m. No hydrocarbons were found on logs, but shows, often characterized as "tary dead oil", were encountered from 2330 m in the Late Cretaceous Tryggvason Formation down to 3192 m in the Late Jurassic Intra Heather sandstone. The strongest shows were recorded in silty sandstone of the Agat Formation from 2815 m to 2825 m, described in well reports as " light brown stain, pale yellow fluorescence and weak, white, streaming cut, accompanied by traces of oil in mud."
    One conventional core was cut over the interval 2987.4 m to 3005.8 m with 100% recovery. The core was taken on sand indication in middle Jurassic, but the recovered core consisted of shale with a thin stringer of tight siltstone. Five FMT samples were attempted in the interval 3154.5 m to 3185.5 m. Three of these recovered only mud due to no seal to the formation while one was a tool failure. The only successful sample was from 3154.5 m, from which 144 cm3 formation water was recovered. A total of 75 sidewall cores were taken between 2810 m and 3250 m. Five of these had only fractional recovery and nine had no recovery.
    The well was permanently abandoned as dry with shows on 27 October 1975.
    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]
    360.00
    3255.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2987.0
    3005.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2996-2998m
    Kjerne bilde med dybde: 2998-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 3001-3003m
    Kjerne bilde med dybde: 3003-3005m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2996-2998m
    2998-3000m
    3001-3003m
    3003-3005m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1280.0
    [m]
    DC
    OD
    1300.0
    [m]
    DC
    OD
    1320.0
    [m]
    DC
    OD
    1330.0
    [m]
    DC
    OD
    1350.0
    [m]
    DC
    OD
    1360.0
    [m]
    DC
    OD
    1370.0
    [m]
    DC
    OD
    1380.0
    [m]
    DC
    OD
    1390.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    OD
    1410.0
    [m]
    DC
    OD
    1420.0
    [m]
    DC
    OD
    1440.0
    [m]
    DC
    OD
    1460.0
    [m]
    DC
    OD
    1480.0
    [m]
    DC
    OD
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1520.0
    [m]
    DC
    OD
    1540.0
    [m]
    DC
    OD
    1550.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    OD
    1570.0
    [m]
    DC
    OD
    1580.0
    [m]
    DC
    OD
    1590.0
    [m]
    DC
    OD
    1600.0
    [m]
    DC
    OD
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    OD
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    OD
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    OD
    1670.0
    [m]
    DC
    OD
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    OD
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    OD
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    OD
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    OD
    1770.0
    [m]
    DC
    OD
    1780.0
    [m]
    DC
    OD
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    OD
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    OD
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    OD
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    OD
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    OD
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    OD
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    OD
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    OD
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1985.0
    [m]
    DC
    OD
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    OD
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    OD
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2190.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2205.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    OD
    2225.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    OD
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2265.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    OD
    2285.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2305.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2325.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    OD
    2345.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    OD
    2365.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    OD
    2405.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2425.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2445.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    OD
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2485.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2520.0
    [m]
    DC
    OD
    2540.0
    [m]
    DC
    OD
    2560.0
    [m]
    DC
    OD
    2580.0
    [m]
    DC
    OD
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    2620.0
    [m]
    DC
    OD
    2640.0
    [m]
    DC
    OD
    2660.0
    [m]
    DC
    OD
    2680.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2720.0
    [m]
    DC
    OD
    2740.0
    [m]
    DC
    OD
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    OD
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    OD
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    OD
    2820.0
    [m]
    DC
    OD
    2840.0
    [m]
    DC
    OD
    2860.0
    [m]
    DC
    OD
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2987.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2990.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2993.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2996.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2999.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3002.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3005.0
    [m]
    C
    HYDRO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • 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
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.42

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC SONIC GR
    224
    3251
    CBL
    350
    1378
    CBL
    1650
    2870
    DLL MSFL
    2869
    3251
    FDC CNL
    2869
    3250
    HDT
    2868
    3252
    IES
    362
    3251
    VELOCITY
    380
    3240

  • 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
    362.0
    36
    364.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    635.0
    26
    637.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1377.0
    17 1/2
    1380.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2873.0
    12 1/4
    2875.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3255.0
    8 1/2
    3255.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    444
    1.06
    spud mud
    1406
    1.07
    41.0
    12.0
    water based
    2678
    1.11
    43.0
    15.0
    water based
    2880
    1.12
    44.0
    16.0
    water based
    2954
    1.50
    57.0
    28.0
    water based
    3128
    1.55
    45.0
    20.0
    water based