Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

36/1-1

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.
    36/1-1
    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
    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.
    36/1-1
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    128-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.
    09.05.1975
    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.
    14.06.1975
    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.
    14.06.1977
    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
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    165.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1596.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    38
    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° 56' 40.36'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 15' 43.86'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6868811.12
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    566230.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    435

  • Brønnhistorie
    General
    Block 36/1 was the most northern and shoreward block to be released by the Norwegian Government at the time well 36/1-1 was drilled. The eastern boundary of the Block 36/1 is only 20 km from near-shore islands and, at the closest point, approximately 26 km from the mainland. Wildcat well 36/1-1 is located northeast of the Agat Discovery, on the eastern side of the Norwegian Trench. The main objective and target was Middle Jurassic sands.
    Operations and results
    Exploratory Well 36/1-1 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 9 May 1975 and drilled to a total depth of 1596 meters in metamorphic gneiss. The well was drilled without any serious drilling problems. The mud used was a water based salt-water gel /Milben mud down to 515 m, adding lignosulphonate and CMC from 515 m to TD.
    Sands were encountered in the Early Cretaceous interval from 1219 m to 1359 m. The target Middle Jurassic sandstones were encountered at 1463 m and extended down to top basement at 1568 m. Coal seams were found between 1500 m to 1548 m. No hydrocarbon bearing formations were encountered in the well. Minor quantities of hydrocarbon were recorded in the Cretaceous and Middle Jurassic sections but there were no major shows. It was assumed that the structure on which 36/1-1 was drilled is not an effective trap. Possibly the shales overlying the Middle Jurassic sandstones are too poorly compacted to constitute effective seals. Also, the major easterly bounding fault may bring sands of the Cretaceous against the Middle Jurassic, thus destroying the effectiveness of the trap. One 6.1 m (80 % recovery) conventional core was cut at TD. No fluid sampling was attempted on wire line.
    The well was permanently abandoned as dry on 14 June 1975.
    Testing
    Two drill stem tests were conducted in the Middle Jurassic: DST 1 from 1549.6 m to 1556 m and DST 2 from 1489.6 m to 1496.6 m. No fluid reached the surface in either test. Gas samples were taken from the test string above the water cushion, which was displaced some distance upwards by inflowing mud filtrate and formation fluids. Analyses of these showed maximum 190 ppm methane in the samples from DST 1 and maximum 130 ppm methane with traces of C2+ in DST 2.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    240.79
    1463.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5210.0
    5230.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    6.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    286.0
    36
    290.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    511.0
    26
    513.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1465.0
    17 1/2
    1470.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1596.0
    12 1/4
    1596.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1550
    1556
    0.0
    2.0
    1489
    1496
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1219
    1569
    CNL FDC GR
    512
    1472
    CNL FDC GR
    1466
    1593
    CONT. DIP
    512
    1472
    CONT.DIP
    1466
    1593
    IES
    288
    513
    IES
    512
    1472
    IES
    1466
    1593
    MLL ML
    1466
    1593
    SONIC GR
    288
    513
    SONIC GR
    512
    1472
    SONIC GR
    1466
    1593
    VELOCITY
    300
    1550

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.88

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    24.49
    pdf
    1.93

  • 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
    0.26

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    286
    1.07
    49.0
    15.0
    spud mud
    515
    1.08
    41.0
    12.0
    water based
    751
    1.10
    45.0
    9.0
    water based
    1466
    1.11
    41.0
    8.0
    water based
    1595
    1.23
    42.0
    9.0
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    970.0
    [ft]
    DC
    OD
    1000.0
    [ft]
    DC
    OD
    2100.0
    [ft]
    DC
    RRI
    2170.0
    [ft]
    DC
    RRI
    2230.0
    [ft]
    DC
    RRI
    2310.0
    [ft]
    DC
    RRI
    2380.0
    [ft]
    DC
    RRI
    2440.0
    [ft]
    DC
    RRI
    2520.0
    [ft]
    DC
    RRI
    2570.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3100.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3190.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3310.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3410.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3500.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3500.0
    [ft]
    DC
    OD
    3560.0
    [ft]
    DC
    OD
    3600.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3660.0
    [ft]
    DC
    OD
    3700.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3720.0
    [ft]
    DC
    OD
    3750.0
    [ft]
    DC
    OD
    3800.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3900.0
    [ft]
    DC
    RRI
    3930.0
    [ft]
    DC
    PETROSTR
    3960.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    3990.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4000.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4020.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4050.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4080.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4100.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4110.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4140.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4170.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4200.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4200.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4230.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4260.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4290.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4300.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4320.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4350.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4380.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4400.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4410.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4450.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4470.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4500.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4530.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4560.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4590.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4620.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4650.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4680.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4710.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4740.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4770.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4800.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4810.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4840.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4850.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4860.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4870.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4880.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4890.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4900.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4910.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4920.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4930.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4940.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4950.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4960.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4970.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4980.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    4990.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5000.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5010.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5020.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5030.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5040.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5050.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5060.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5070.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5080.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5090.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5100.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5110.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5120.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5130.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5140.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5150.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5160.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5170.0
    [ft]
    DC
    PETROS
    5180.0
    [ft]
    DC
    PETROS