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

35/1-1

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.
    35/1-1
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    35/1-1
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1038-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    52
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.05.2002
    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.
    18.07.2002
    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.
    18.07.2004
    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.
    18.07.2004
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    408.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4540.0
    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).
    4540.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    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 TRIASSIC
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 50' 9.11'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 4' 24.21'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6856062.02
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    503864.91
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4541

  • Brønnhistorie
    General
    The objectives of drilling the Sturlason 35/1-1 well were to test the hydrocarbon potential of the Jurassic Cook and Statfjord Formations and the Triassic Lunde Formation in the Marflo Ridge structural complex located northeast of the Tampen Spur. The well location was designed to test a significant hydrocarbon column height that would potentially spill into additional fault blocks without leaving commercial reserves up dip. The location should further, if possible, evaluate Paleocene potential without compromising the Mesozoic target.
    Operations and results
    Exploration well 35/1-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 28 May 2002 and drilled to TD at 4540 m.
    Site survey and gravity coring showed that the shallow geology at the well site consists of soft, silty clay down to 16-18 meters below the seabed. A flat topography is interspersed by frequent pockmarks (seabed depressions). These pockmarks are up to 100 meters in diameter and up to 5 meters deep and are scattered throughout the survey area. The closest pockmark is 50 m south of the 35/1-1 location. Pockmarks are believed to have formed as a result of fluid or gas escape originating in or beneath the soft surface sediments.
    The well was drilled with seawater and bentonite sweeps down to 878 m, with KCl brine/Glydril from 878 m to 2245 m, and with Versaport oil based mud from 2245 m to TD No shallow high-pressured water pocket was encountered in the 35/1-1 drilling operation.
    No producible hydrocarbons were encountered in the well. The well did not encounter any potential reservoir in the Paleocene interval. All three potential reservoir intervals were evaluated by MWD/LWD log and open hole wire line data. In the 8 1/2" hole section sidewall cores were collected and one run was performed using Schlumbergers Modular Formation Dynamics Tester (MDT) for pressure measurements and fluid sampling. The MDT tool was configured with 2 x 1 gallon chambers and 6 x 450 cc bottles for pressurized samples. Fluid samples were collected at 4043.12 in the Cook Formation, and at 4471 m and 4322.27 in the Statfjord Formation. The CPI made from the wire line log data indicated the presence of small amounts of residual hydrocarbons. Additionally, the sidewall cores and MDT samples contained traces of hydrocarbons. However, geochemical analyses showed that only the MDT sample from the Cook Formation contained trace hydrocarbons that could represent migrated petroleum. The hydrocarbons in the other samples were from the oil-based mud. It should also be noted that the potassium in the KCL/Glycol mud system masked the natural gamma ray readings of the formation in the 17 1/2" section and affected the CDR resistivity resulting in a useless LWD log. Conventional cores were not cut not in this well.
    The well was permanently abandoned on 18 July 2002 as a dry hole.
    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]
    890.00
    4540.00

  • 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
    503.0
    36
    503.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    872.0
    26
    878.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2239.0
    17 1/2
    2245.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3826.0
    12 1/4
    3834.0
    1.75
    LOT
    OPEN HOLE
    4540.0
    8 1/2
    4540.0
    2.15
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR HDIL XMAC ZDL CN TTRM
    405
    2238
    GR HDIL XMAC ZDL CN TTRM
    2150
    3830
    GR HDIL XMAC ZDL CN TTRM
    3645
    4531
    MDT GR SAMPLES
    4489
    0
    MSCT
    4510
    0
    MWD - CDR DIR
    503
    878
    MWD - CDR DIR
    878
    2245
    MWD - CDR DIR
    3834
    4540
    MWD CDR DIR
    2245
    3834

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.79

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.69

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    3.83
    .PDF
    3.22

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    431
    0.00
    SPUD MUD
    672
    0.00
    34.0
    VERSAPORT
    678
    0.00
    SEAWATER
    863
    0.00
    33.0
    VERSAPORT
    878
    0.12
    SPUD MUD
    1675
    1.34
    18.0
    KCL/POLYMER
    2245
    0.00
    32.0
    VERSAPORT
    2678
    1.50
    39.0
    VERSAPORT
    3452
    1.52
    36.0
    VERSAPORT
    3834
    1.61
    32.0
    VERSAPORT
    3950
    0.00
    36.0
    VERSAPORT
    4129
    0.00
    35.0
    VERSAPORT
    4516
    0.00
    49.0
    VERSAPORT
    4540
    0.00
    48.0
    VERSAPORT

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1200.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1610.0
    [m]
    DC
    PETROS