Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/3-1

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.
    35/3-1
    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
    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.
    35/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    162-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    100
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.07.1976
    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.
    26.10.1976
    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.
    26.10.1978
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    304.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4475.0
    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).
    4469.6
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    126
    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.
    MIDDLE 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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 50' 41.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 43' 41.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6857289.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    538333.83
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    432

  • Brønnhistorie
    The exploratory well, 35/3-1, was drilled on block 35/3 in the northern Norwegian North Sea, approximately 65 km west of Måløy in western Norway. The location is east of the Norwegian Trench. The general objective was to test the total stratigraphical sequence down to pre-Jurassic strata. Within the sequence, sand development was predicted for the Lower Cretaceous and the Early Jurassic, with a possibility for minor sands in Middle-Late Jurassic. The well should penetrate two seismic reflectors believed to represent top Early-pre Jurassic and basement, respectively. Planned TD was at 5250 m.
    Operations and results
    Wildcat well 35/3-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 19 July 1976. The well was terminated at 4475 m in the Dunlin Group (Middle Jurassic, Bajocian age). This was not the planned TD, but due to high pressure the well was abandoned at this depth for safety reasons. Because of this the two deep seismic reflectors were not tested in this well. The well was drilled with seawater and salt water gel/Milben mud down to 982 m, with gypsum mud from 982 m to 2474 m, and with lignosulphonate mud from 2474 m to TD.
    A number of Tertiary sands not normally encountered in this part of the North Sea, were penetrated in this well. In the Early Jurassic, at 3805 m, a 215 m sequence of Agat Formation sandstone was penetrated. At 4145 m a 21 m sequence of Late Jurassic Intra Heather Formation sandstone was penetrated. Shows were encountered and described as follows:
    "The first traces of hydrocarbons were encountered in Early Cretaceous sand at 3865 m. The sand gave a poor show of dead oil with no direct fluorescence, but with slow, streaming, cream cut fluorescence. Similar shows were occasionally encountered over the interval 3865 - 3975 m, partly with a fast, streaming, white cut fluorescence. At 3900 m a relatively clean, fine to medium grained silica cemented sand showed light brown stain, traces of pale yellow fluorescence, and fast, streaming, white cut fluorescence. In the Jurassic, two sand beds around 4220 m had a fair gas show of 350,000 ppm C1, 35000 ppm C2, and 13000 ppm C3 as recorded in The Analyst's unit. The sand had no stain and no direct fluorescence, but showed some scattered white cut fluorescence. A dirty sand stringer at 4225 m showed 130000 ppm C1, 23000 ppm C2 and 9500 C3, with associated scattered white cut fluorescence. General background gas in the Jurassic was 1000 ppm total."
    Geochemical analyses showed oil maturity below ca 3200 m (%Ro > 0.5). Below ca 4100 m analyses showed abundant light hydrocarbons, indicating condensate/gas generation from Heather shales below this depth. These shales had 1.9% organic carbon on average, representing a massive source rock for condensate and gas. No conventional cores were cut and no fluid sample taken. Fifty-one sidewall cores were recovered from 2975 m to TD.
    The well was plugged and abandoned on 26 October as a well with shows.
    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]
    520.00
    4475.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2575.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2617.0
    [m]
    DC
    RRI
    2635.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2665.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2695.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2725.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2755.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2785.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2815.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2845.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2905.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2935.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2965.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2995.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    DC
    RRI
    3037.0
    [m]
    DC
    RRI
    3055.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3085.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3115.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3145.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3175.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3205.0
    [m]
    DC
    RRI
    3220.0
    [m]
    DC
    RRI
    3235.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3265.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3295.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3325.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3355.0
    [m]
    DC
    RRI
    3370.0
    [m]
    DC
    RRI
    3385.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3415.0
    [m]
    DC
    RRI
    3430.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3475.0
    [m]
    DC
    RRI
    3490.0
    [m]
    DC
    RRI
    3505.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3535.0
    [m]
    DC
    RRI
    3550.0
    [m]
    DC
    RRI
    3565.0
    [m]
    DC
    RRI
    3595.0
    [m]
    DC
    RRI
    3615.0
    [m]
    DC
    RRI
    3630.0
    [m]
    DC
    RRI
    3645.0
    [m]
    DC
    RRI
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    3837.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3930.0
    [m]
    DC
    RRI
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3990.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI
    4110.0
    [m]
    DC
    RRI
    4140.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.56

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.62

  • 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
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.11
    pdf
    3.08

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC SONIC GR
    503
    2472
    CBL
    321
    4176
    CBL
    325
    2461
    FDC CNL GR
    4176
    4471
    FDC GR
    503
    4182
    HDT
    0
    0
    HDT
    2462
    4471
    IES
    503
    2474
    ISF SONIC GR
    2461
    4468
    MLL ML
    4176
    4471
    VELOCITY
    375
    4470

  • 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
    505.0
    36
    507.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    969.0
    26
    970.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2465.0
    17 1/2
    2466.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4180.0
    12 1/4
    4182.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    4475.0
    8 1/2
    4475.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    510
    0.00
    seawater
    819
    1.10
    68.0
    58.0
    water based
    2306
    1.19
    53.0
    30.0
    water based
    2622
    1.31
    46.0
    18.0
    water based
    3139
    1.35
    48.0
    5.0
    water based
    4202
    1.37
    46.0
    5.0
    water based
    4313
    1.80
    49.0
    4.0
    water based