Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

36/7-2

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.
    36/7-2
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    36/7-2
    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 Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    869-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    21
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.09.1997
    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.
    22.09.1997
    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.
    22.09.1999
    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.
    23.05.2006
    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
    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
    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.
    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.
    FENSFJORD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    269.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1435.0
    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).
    1435.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    34
    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° 18' 23.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 19' 47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6797817.45
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    571225.20
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2990

  • Brønnhistorie
    General
    Well 36/7-2 was drilled on the Øygarden Fault Complex, ca 14 km west of the outer skerries of Bulandet in Sogn og Fjordane county. The primary target were the Late Jurassic Sognefjord and the Upper Jurassic Fensfjord formations.
    Operations and results
    Wildcat well 36/7-2 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 2 September 1997 and drilled to TD at 1435 m in basement rock. An anchor test was performed after setting the 13 3/8" casing shoe. Anchor no. 2 and 3 failed the test to 180 ton and slipped at 170 ton. Piggyback anchors were set on anchor no. 2, while main anchor no. 3 was lost. Fishing for the anchor chain was delayed 47.5 hrs due to bad weather. The anchor chain was retrieved and the anchor reset with two piggy backs. Both anchors then stood a successful test. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 591 m and with ANCO 2000 from 591 m to TD.
    The well discovered heavily biodegraded oil in the Middle Jurassic deltaic sandstone reservoir of the Fensfjord Formation. The overlying Sognefjord Formation sands were tight and contained no hydrocarbons. A 32.5 m oil column was proven from 931.5 to ca 964.0 m. The exact level of the oil-water contact could not be determined as it was in a shaley zone. Oil shows on cuttings were recorded from 915 m down to 1045 m. The reservoir zone of the Fensfjord Formation was divided into two units, from which only the upper had good reservoir properties.
    No conventional cores were cut, but 60 sidewall cores were taken from 603 to 1408 m with a recovery of 56 samples. The MDT tool was run and 23 good pressure points were acquired in addition to a fluid sample at 934.5 m.
    The well was completed on 22 September 1997 as an oil discovery.
    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]
    595.00
    1435.00

  • 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
    340.0
    36
    355.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    587.0
    17 1/2
    591.0
    1.48
    LOT
    OPEN HOLE
    925.0
    12 1/4
    925.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1435.0
    8 1/2
    1435.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ARRAY SONIC GR AMS
    586
    1431
    CST GR AMS
    603
    1408
    MDT GR AMS
    918
    1100
    MDT GR AMS
    934
    1375
    MWD - GR RES DIR
    291
    1435
    PEX AMS
    291
    1433
    VSP GR
    586
    1430

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.89

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.87

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    592
    1.05
    WATER BASED
    1117
    1.15
    20.0
    WATER BASED
    1435
    1.16
    18.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    603.0
    [m]
    SWC
    RRI
    615.0
    [m]
    SWC
    RRI
    623.0
    [m]
    SWC
    RRI
    639.0
    [m]
    SWC
    RRI
    653.5
    [m]
    SWC
    RRI
    665.0
    [m]
    SWC
    RRI
    685.0
    [m]
    SWC
    RRI
    695.0
    [m]
    DC
    RRI
    705.0
    [m]
    SWC
    RRI
    722.0
    [m]
    SWC
    RRI
    730.0
    [m]
    DC
    RRI
    744.0
    [m]
    SWC
    RRI
    755.0
    [m]
    DC
    RRI
    768.0
    [m]
    SWC
    RRI
    775.0
    [m]
    DC
    RRI
    785.0
    [m]
    DC
    RRI
    795.0
    [m]
    SWC
    RRI
    805.0
    [m]
    DC
    RRI
    817.5
    [m]
    SWC
    RRI
    834.0
    [m]
    DC
    RRI
    847.0
    [m]
    DC
    RRI
    859.0
    [m]
    DC
    RRI
    867.0
    [m]
    DC
    RRI
    870.0
    [m]
    DC
    RRI
    887.0
    [m]
    DC
    RRI
    900.0
    [m]
    DC
    RRI
    908.0
    [m]
    DC
    RRI
    920.0
    [m]
    DC
    RRI
    935.0
    [m]
    DC
    RRI
    945.0
    [m]
    DC
    RRI
    955.0
    [m]
    DC
    RRI
    969.5
    [m]
    SWC
    RRI
    975.0
    [m]
    DC
    RRI
    987.5
    [m]
    SWC
    RRI
    995.0
    [m]
    DC
    RRI
    1005.0
    [m]
    DC
    RRI
    1017.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1037.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1045.0
    [m]
    DC
    RRI
    1055.0
    [m]
    DC
    RRI
    1065.0
    [m]
    DC
    RRI
    1075.0
    [m]
    DC
    RRI
    1090.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1124.0
    [m]
    DC
    RRI
    1135.0
    [m]
    DC
    RRI
    1142.0
    [m]
    DC
    RRI
    1155.0
    [m]
    DC
    RRI
    1165.0
    [m]
    DC
    RRI
    1175.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1195.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1225.0
    [m]
    DC
    RRI
    1231.0
    [m]
    DC
    RRI
    1245.0
    [m]
    DC
    RRI
    1255.0
    [m]
    DC
    RRI
    1267.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1325.0
    [m]
    DC
    RRI
    1335.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1352.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1387.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1408.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1435.0
    [m]
    DC
    RRI