35/11-10

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	35/11-10
  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
  Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
  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.	FRAM
  Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	35/11-4 Fram
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	35/11-10
  Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	MN 9201- INLINE 5385 & CROSSLINE 1871
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	090
  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.	891-L
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VANGUARD
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	36
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	19.05.1997
  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.	23.06.1997
  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.	23.06.1999
  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.	15.06.2005
  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.	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.	SOGNEFJORD FM
  2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	MIDDLE JURASSIC
  2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	FENSFJORD FM
  3. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	MIDDLE JURASSIC
  3. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.	NESS 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.	353.5
  Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2950.0
  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).	2949.0
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	5.1
  Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	107
  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.	EARLY 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.	COOK FM
  Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
  NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	61° 1' 10.54'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 31' 26.29'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6765243.58
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	528323.08
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	3042

• Brønnhistorie

  General

  Well 35/11-10 is located on the western edge of the Uer Terrace, ca 9 km North of the Troll Field. It was drilled to appraise the oil and gas discovery made in the exploration well 35/11-4, which encountered hydrocarbons in the Upper Sognefjord Formation separated from an oil column in the Lower Sognefjord Formation, in the Fensfjord Formation, and in the Brent Group. In addition the Utsira Formation was to be cored in order to obtain information about the productivity for injection water.

  Operations and results

  Appraisal well 35/11-10 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 19 May 1997 and drilled to TD at 2950 m in the Early Jurassic Cook Formation. Some problems were encountered with coring in the Utsira Formation. In addition the Utsira Formation was not logged due to a tight spot at 439 m. Otherwise no significant problems were encountered during operations. The well was drilled with spud mud down to 1152 m and with ANCO 2000 glycol mud from 1152 m to TD.

  From MWD logs and drilling parameters the Utsira Formation proved not to be developed as a sand reservoir in this location. The well confirmed hydrocarbons in all target levels except for the Etive Formation of the Brent Group. The top Sognefjord reservoir was encountered at 1971 m. The upper part of the Sognefjord Formation was thicker and had better reservoir properties than prognosed. A gas oil contact was identified at 1987 m and an oil water contact at 2011 m. Within the range of uncertainty this was the same OWC as in the well 35/11-4 and there was pressure communication in both the water and the oil zones. The GOC however, differs between the two wells. A total of 14 m of gas pay and 22.6 m oil pay with an average porosity of 27% were encountered. The Lower Sognefjord contained oil and gas with a thin gas cap at 2037 m identified by an MDT sample. The OWC was at 2054 m, which is the same depth as in well 35/11-4. Top Fensfjord Formation was encountered at 2275 m with GOC identified at 2299 m and OWC at 2312 m. The OWC is at the same depth in the two wells with the same oil gradient, while gas is encountered structurally deeper in well 35/11-10. The Brent Group was encountered at 2647.5 m, approximately 30 m deeper than prognosed. Both the GOC (2660 m) and the OWC (2702 m) were identified in the Ness Formation and occurs at different depths compared to well 35/11-4. The Etive Formation was only 10 m thick and water bearing. The Top Etive map, interpreted after drilling, shows that well 35/11-10 was drilled outside structural closure.

  A total of 8 conventional cores were cut at different intervals throughout the well. Due to technical problems only one meter core was recovered from the Utsira Formation, otherwise recovery was excellent. Three cores were cut in the Sognefjord Formation, two in the Heather and Fensfjord Formations, and two in the Etive and Rannoch Formations. MDT fluid samples of oil and water were recovered in both the Upper (only oil) and Lower Sognefjord Formation, the Fensfjord Formation and the Brent Group. In the lower Sognefjord Formation also a sample of the 1 metre thin gas cap was taken.

  It was decided to make a sidetrack for further appraisal of the Discovery. The well bore was plugged back with 4 cement plugs to 1888 m and a kick off plug from 1350 m a 1100 m. It was permanently abandoned on 23 June 1997 as an oil and gas appraisal well.

  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]
  1160.00	2950.00

• Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
  1	879.1	880.0	[m ]
  2	1975.0	2007.1	[m ]
  3	2008.0	2040.6	[m ]
  4	2041.0	2078.2	[m ]
  5	2268.0	2296.0	[m ]
  6	2296.0	2314.8	[m ]
  7	2676.0	2722.9	[m ]
  8	2723.0	2769.6	[m ]

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Total kjerneprøve lengde [m]	243.1

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

• Kjernebilder

  Kjernebilder

  879-880m	1975-1980m	1980-1985m	1985-1990m	1990-1995m
  1995-2000m	2000-2005m	2005-2007m	2008-2013m	2013-2018m
  2018-2023m	2023-2028m	2028-2033m	2033-2038m	2038-2040m
  2041-2046m	2046-2051m	2051-2056m	2056-2061m	2061-2066m
  2066-2071m	2071-2076m	2076-2078m	2268-2273m	2273-2278m
  2278-2283m	2283-2288m	2288-2293m	2293-2295m	2296-2301m
  2301-2306m	2306-2311m	2311-2314m	2676-2677m	2681-2686m
  2686-2691m	2691-2696m	2696-2701m	2701-2706m	2706-2711m
  2711-2716m	2716-2721m	2721-2711m	2623-2728m	2728-2733m
  2733-2738m	2738-2743m	2743-2748m	2748-2753m	2753-2758m
  2758-2763m	2763-2768m	2768-2769m

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  376	NORDLAND GP
  756	HORDALAND GP
  1414	ROGALAND GP
  1414	BALDER FM
  1462	SELE FM
  1578	LISTA FM
  1713	HEIMDAL FM
  1777	LISTA FM
  1791	VÅLE FM
  1858	SHETLAND GP
  1858	JORSALFARE FM
  1965	VIKING GP
  1965	DRAUPNE FM
  1971	SOGNEFJORD FM
  2117	HEATHER FM
  2275	FENSFJORD FM
  2385	HEATHER FM
  2648	BRENT GP
  2648	NESS FM
  2718	ETIVE FM
  2728	RANNOCH FM
  2746	OSEBERG FM
  2801	DUNLIN GP
  2801	DRAKE FM
  2818	COOK FM

• Spleisede logger

  Spleisede logger

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3042_35_11_10	pdf	0.53

• Geokjemisk informasjon

  Geokjemisk informasjon

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3042_1	pdf	6.43
  3042_2	pdf	7.42

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3042_35_11_10_COMPLETION_LOG	pdf	0.94
  3042_35_11_10_COMPLETION_REPORT	pdf	17.17

• Logger

  Logger

  Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
  DIL LDL CNL GR	0	0
  DLL MSFL DSI LDL CNL NGT SP AMS	2325	2940
  DLL MSFL LDL CNL NGT SP AMS	1046	2900
  FMS DSI GR AMS	1139	2932
  MDT GR AMS	0	0
  MDT GR AMS	1972	2026
  MDT GR AMS	1996	2036
  MDT GR AMS	2028	2113
  MDT GR AMS	2036	2870
  MDT GR AMS	2305	2346
  MWD - GR RES DIR	375	2950
  VSP GR	450	2920

• 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	435.0	36	438.0	0.00	LOT
  INTERM.	13 3/8	1152.0	17 1/2	1158.0	0.00	LOT
  OPEN HOLE		1906.0	12 1/4	1906.0	0.00	LOT
  OPEN HOLE		2950.0	8 1/2	2950.0	0.00	LOT

• Boreslam

  Boreslam

  Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
  1152	1.25	23.0		WATER BASED
  1906	1.25	18.0		WATER BASED
  2078	1.26	18.0		WATER BASED
  2362	1.25	19.0		WATER BASED
  2950	1.25	16.0		WATER BASED

• Trykkplott

  Trykkplott

  Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.

  Trykkplott

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3042_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.24