Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/11-14 S

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.
    35/11-14 S
    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).
    APPRAISAL
    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
    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.
    35/11-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Seismic survey MN-9201R05-NE inline 937-crossline 1076
    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 Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1119-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    107
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.08.2006
    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.
    07.12.2006
    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.
    07.12.2008
    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.
    18.12.2008
    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.
    APPRAISAL
    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.
    OIL/GAS
    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
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    INTRA HEATHER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    361.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3306.0
    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).
    3285.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    16.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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 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.
    HEATHER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 9' 2.41'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 32' 51.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6779854.28
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    529484.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5365

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/11-14 S is an appraisal well on the B-segment of the Astero discovery in PL090B. The Astero prospect is located north of the Fram West field, in the northern part of the 35/11-block. The target was Intra Heather Formation turbidite sandstones of Middle Oxfordian age derived from the Sognefjord delta in the East. The primary objectives were to test the presence and type of hydrocarbons in the Oxfordian sands, and assess reservoir quality, hydrocarbon column heights and regional pressure communication. Samples of all fluids were to be obtained. The TD criterion was to drill 100 m below base of the Intra Heather Formation reservoir section.
    Operations and results
    Well 35/11-14 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 23 August 2006 and drilled to TD at 3306 m (3285.6 m TVD RKB) in the Late Jurassic Heather Formation. After drilling into Pliocene sands at 693 m the well started to flow. The well was then displaced to 1.5 SG kill mud. It was discovered that mud motor and 26" bit had been twisted off and left in the hole. The well was cemented back to 30" casing shoe and technically side tracked from 500 m. A new 26" section was drilled to 641 m. The well was drilled as a deviated hole, but close to vertical through the reservoir section. It was drilled with spud mud down to 640 m and with Glydril (2 - 4.5% glycol) from 640 m to TD.
    The well was drilled within the fault bounded dip closure, shallow on the structure. The Intra Heather Formation sands (Oxfordian turbidites) were encountered as prognosed at 3103 - 3215 m (3083 - 3195 m TVD RKB). They contained commercial hydrocarbons with a gas oil contact at 3106.5 m (3086.5 m TVD RKB), and an oil water contact (Free Water Level) at 3126.0 m (3106 m TVD RKB). Good oil shows were observed down to 3158 m.
    Two cores were cut from 3110 to 3164 m. They comprised mainly sandstones with occasional thin siltstones. The reservoir was logged on wire line. MDT fluid samples were taken at three depths. Water samples were obtained at 3144 m, and at this level a formation temperature of 118 deg C was recorded. Oil samples were taken at 3120.5 m, while condensate samples were taken at 3105.5 m.
    The well was permanently plugged and abandoned on 7 December 2006 as an oil and gas appraisal.
    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]
    650.00
    3300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3110.0
    3136.5
    [m ]
    2
    3137.0
    3163.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1120.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1810.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1890.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2110.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2130.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2995.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3001.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3007.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3013.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3016.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3019.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3022.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3025.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3028.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3031.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3034.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3037.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3043.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3046.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3049.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3052.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3055.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3058.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3061.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3064.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3067.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3073.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3079.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3085.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3091.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3097.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3103.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3112.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3112.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3112.9
    [m]
    DC
    FUGRO
    3113.1
    [m]
    DC
    FUGRO
    3113.4
    [m]
    DC
    FUGRO
    3124.3
    [m]
    DC
    FUGRO
    3124.3
    [m]
    DC
    FUGRO
    3124.4
    [m]
    DC
    FUGRO
    3126.2
    [m]
    DC
    FUGRO
    3126.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3126.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3135.1
    [m]
    DC
    FUGRO
    3144.3
    [m]
    DC
    FUGRO
    3144.4
    [m]
    DC
    FUGRO
    3146.4
    [m]
    DC
    FUGRO
    3146.9
    [m]
    DC
    FUGRO
    3147.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3148.6
    [m]
    DC
    FUGRO
    3148.7
    [m]
    DC
    FUGRO
    3148.9
    [m]
    DC
    FUGRO
    3149.3
    [m]
    DC
    FUGRO
    3149.3
    [m]
    DC
    FUGRO
    3150.4
    [m]
    DC
    FUGRO
    3150.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3150.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3152.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3154.3
    [m]
    DC
    FUGRO
    3154.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3154.6
    [m]
    DC
    FUGRO
    3154.8
    [m]
    DC
    FUGRO
    3155.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3156.1
    [m]
    DC
    FUGRO
    3156.4
    [m]
    DC
    FUGRO
    3156.4
    [m]
    DC
    FUGRO
    3156.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3156.6
    [m]
    DC
    FUGRO
    3163.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3163.8
    [m]
    DC
    FUGRO
    3169.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3175.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3181.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3187.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3193.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3199.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3205.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3211.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3217.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3223.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3229.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3235.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3241.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3244.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3247.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3253.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3256.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3259.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3265.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3271.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3277.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3286.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3292.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3298.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3301.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR CAL
    2740
    3240
    EMS SGT DTC LEH
    640
    1057
    MDT
    3104
    3250
    MDT DP VIT HC
    3105
    3141
    MWD LWD - DIR
    387
    468
    MWD LWD - DIR GR RES APWD
    468
    3306
    SPEA GPIT DSI HRLA PEX ECS CMR
    2700
    3307

  • 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
    385.0
    36
    387.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    465.0
    26
    468.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1671.0
    17
    1679.0
    1.26
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2831.0
    12 1/4
    2833.0
    1.63
    LOT
    OPEN HOLE
    3306.0
    8 1/2
    3306.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    622
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    640
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    1050
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    1058
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    1193
    1.26
    21.0
    WATER BASED
    1390
    1.29
    20.0
    WATER BASED
    1679
    1.29
    17.0
    WATER BASED
    1757
    1.31
    17.0
    WATER BASED
    2400
    1.31
    18.0
    WATER BASED
    2829
    1.34
    21.0
    WATER BASED