Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
18.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

11/5-1

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.
    11/5-1
    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
    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.
    11/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH0504 crossline 2620 & inline 1490
    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.
    1149-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    37
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.08.2007
    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.
    12.09.2007
    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.
    12.09.2009
    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.
    12.09.2009
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    176.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1950.0
    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).
    1935.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    17.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    64
    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.
    SILURIAN
    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.
    57° 36' 46.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 36' 25.77'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6388291.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    357048.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5596

  • Brønnhistorie
    General
    Well 11/5-1 was drilled to test the Loshavn prospect, a 3-way dip closure situated on the southern flank of the Farsund Basin. The primary objectives were to test the hydrocarbon potential in shallow marine sandstones of the Late to Middle Jurassic Sandnes and Bryne Formations. Secondary objectives were to test the source rock potential of the Late Jurassic Tau Formation; and to test the reservoir and hydrocarbon potential of the Permian Rotliegendes sandstones. The TD criterion was to drill 600 m below Top Rotliegendes.
    Operations and results
    Wildcat well 11/5-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 7 August 2007 and drilled to TD at 1950 m into Silurian basement. The well was spudded twice, with the second spud ca 30 m north-west of the original spud position. The well was drilled without much technical problems, but a significant deviation from vertical started below 1375 m. The deviation persisted down to TD, with maximum deviation of 17.3 deg at 1837 m, resulting in a TVD at TD that was 15 m short compared to measured TD. The well was drilled with sea water down to 415 m and with Formate polymer mud from 415 m to TD.
    The Late Jurassic Sandnes formation was drilled from 1276 m to 1322m. No Middle Jurassic (Bryne Formation) was present at the well location and the Permian Rotliegendes Sands were drilled from 1321 m to 1920 m. From 1920 m to TD biostratigraphic analyses indicate rocks of Silurian age. The Sandnes Formation was found to be an overall heterolithic transgressive unit of 45 m at the well location. It consisted of a lower shaly part with lower porosity, and an upper more sandy and porous. The upper part was slightly thicker than the lower. The Rotliegendes Group is a more than 500 m thick unit, very heterolithic, mainly composed of interbedded claystones, sandstones, conglomerates and siltstones with traces of limestones. Porosities were very low and wire line pressure tests proved them to be tight. An additional sandstone interval was drilled at the base of Cromer Knoll Group, from 1073 m to 1088 m, the ?Sauda Sandstone Unit?. All reservoir sections were water bearing. No shows were recorded in the well.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 12 September 2007 as a dry 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]
    420.00
    1950.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    430.0
    [m]
    DC
    P-PARLOU
    450.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    470.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    490.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    510.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    530.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    550.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    570.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    590.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    610.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    630.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    650.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    670.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    690.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    710.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    730.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    750.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    770.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    790.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    810.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    830.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    850.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    870.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    890.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    910.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    930.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    950.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    970.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    990.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1010.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1030.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1050.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1070.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1083.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1089.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1092.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1095.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1098.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1101.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1104.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1107.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1110.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1113.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1116.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1117.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1123.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1125.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1127.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1131.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1134.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1137.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1140.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1146.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1152.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1155.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1158.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1161.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1164.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1167.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1170.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1173.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1176.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1181.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1185.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1188.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1191.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1194.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1197.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1200.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1203.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1206.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1210.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1212.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1215.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1219.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1221.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1224.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1228.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1230.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1233.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1236.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1239.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1242.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1245.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1247.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1251.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1255.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1257.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1260.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1262.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1265.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1268.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1272.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1275.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1278.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1284.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1289.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1296.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1299.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1302.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1305.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1308.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1312.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1314.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1317.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1319.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1329.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1332.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1336.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1338.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1354.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1374.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1389.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1405.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1419.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1434.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1449.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1464.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1479.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1494.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1509.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1524.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1539.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1554.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1569.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1584.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1599.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1617.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1629.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1647.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1659.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1674.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1689.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1704.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1719.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1734.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1750.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1764.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1779.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1801.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1824.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1839.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1854.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1859.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1869.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1869.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1884.0
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1910.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1920.0
    [m]
    DC
    P-PARL
    1920.5
    [m]
    SWC
    P-PARL
    1950.0
    [m]
    DC
    P-PARL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.36

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT GR
    1077
    1862
    MSCT GR
    1077
    1347
    MSCT GR
    1077
    1920
    MWD-DIR APWD GR RES SON
    199
    1179
    MWD-DIR APWD GR RES SON RAB GEOV
    1179
    1950
    SP PEX TLD MCFL HGNS ECS DSI
    1038
    1952
    VSP
    1880
    1940

  • 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
    263.0
    36
    267.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    410.0
    26
    415.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1063.0
    12 1/4
    1073.0
    2.32
    LOT
    OPEN HOLE
    1950.0
    8 1/2
    1950.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    263
    1.04
    WATER BASED
    560
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    863
    1.24
    16.0
    WATER BASED
    1073
    1.27
    16.0
    WATER BASED