Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/2-3

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.
    34/2-3
    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.
    34/2-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ANO 79 - 35 SP: 620.
    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.
    286-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    91
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.05.1981
    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.
    13.08.1981
    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.
    13.08.1983
    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.
    18.05.2004
    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
    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.
    SHOWS
    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.
    388.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3742.0
    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).
    3740.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    117
    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° 47' 20.91'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 30' 4.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6850955.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    473696.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    421

  • Brønnhistorie
    General
    Block 34/2 lies at the very northern end of the Tampen Spur and is located at the convergence of pre-Cretaceous Highs trending through Block 34/4 from Brent/Statfjord, from Dunlin/Murchison, from the 34/10 area and from a similar high trend through Block 34/5 from Block 34/8. The block was awarded in License 56 in 1979. The first well in the License (34/2-1) was spudded on 29 December 1979 and junked and abandoned on 19 February 1980 at 850 m, due to technical problems. As the first well did not satisfy License commitments, it was agreed among the partners that Well 34/2-2 would be drilled at the same location with the same objectives. This well was drilled to 4074 m and plugged and abandoned after having found poor reservoir conditions and no hydrocarbon accumulations. Well 34/2-3 was drilled 3.25 km to the northwest of Well 34/2-2 on the northern end of the Tampen Spur. The main objective was to test the sedimentary section below the Base Cretaceous Unconformity in a seismically defined northeasterly trending horst block.
    Operations and results
    The well was spudded with the semi-submersible installation SEDCO 703 on 15 May 1981. Due to boulder beds at the location the first 36-inch interval was unsuccessful. The well was respudded on 17 May 1981 and drilled to TD at 3742 m in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled with spud mud down to 815 m, with gypsum/lignosulphonate from 815 m to 3340 m, and with gel/chemtrol/lignosulphonate from 3340 m to TD.
    While drilling between 820 m and 890 m shallow gas was encountered, giving readings of up to 7% total gas. However, this caused no drilling problems.
    The well penetrated Tertiary and Cretaceous sediments down to the Barremian Rødby Formation, which was found unconformably overlying Late Triassic Lunde Formation. No significant reservoir zones were encountered above Top Trias. The Lunde Formation consisted of interbedded shales, siltstones, sandstones, and some thin conglomerate beds with the best reservoir properties in the upper section from 3351 m to 3396 m. Apart from the shallow gas there were no significant gas shows until 2335 m to 2440 m where background total gas readings of 1.8% were noted, Cl through to C3 being present. A maximum of 3.4% total gas was recorded at 2370 m. Trace to minor oil shows were recorded sporadically in limestone stringers and sandstones from 2190 m down to 3300 m. From 3300 m to 3370 m oil shows were noted in sandstone, siltstone and limestone throughout the section. At 3360 m, following a drilling break, a small flow into the well was detected. A soft shut in was initiated utilizing the annular bop. Shut in drill pipe and casing pressures indicated a formation pore pressure of 14.6 ppg EMW. The well kick was killed with 15.0 ppg mud. The bottoms-up sample was collected which appeared to contain traces of hydrocarbons. Following the drill break at 3360 m three consecutive cores were cut in the Triassic Hegre Group from 3360.5 m to 3405 m. The core barrel from the first core also contained some oil. Good oil shows were recorded in the most permeable sandstones throughout the cored section and oil bleeding was observed from sandstone and fractures. Wire line logs were run before and after setting the 13 3/8" and 9 5/8" casing and in the 8 1/2" open hole. RFT fluid samples were taken at depths 3354.2 m, 3373 m, 3374.3 m, and 3381.5 m. No hydrocarbons were recovered in any of the samples, only mud filtrate and water.
    The well was plugged and abandoned as a dry hole with shows on 13 August 1981.
    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]
    810.00
    3742.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3360.5
    3372.6
    [m ]
    2
    3377.6
    3396.2
    [m ]
    3
    3396.5
    3404.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    38.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3360-3365m
    Kjerne bilde med dybde: 3366-3367m
    Kjerne bilde med dybde: 3368-3372m
    Kjerne bilde med dybde: 3373-3377m
    Kjerne bilde med dybde: 3378-3382m
    3360-3365m
    3366-3367m
    3368-3372m
    3373-3377m
    3378-3382m
    Kjerne bilde med dybde: 3383-3388m
    Kjerne bilde med dybde: 3389-3395m
    Kjerne bilde med dybde: 3396-3399m
    Kjerne bilde med dybde: 3400-3403m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3383-3388m
    3389-3395m
    3396-3399m
    3400-3403m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1510.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1550.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1570.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1580.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1590.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1600.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1610.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1630.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1650.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1660.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1670.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1690.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1700.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1710.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1720.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1730.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1740.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1750.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1760.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1770.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1790.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1800.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1810.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1820.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1830.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1840.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1850.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1860.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1870.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1880.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1890.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1900.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1910.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1920.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1930.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1940.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1950.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1960.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1970.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1980.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.52

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.10
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    46.19

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL GR
    411
    2015
    CBL VDL CCL GR
    1600
    3305
    CST
    0
    0
    CST
    2532
    3340
    DLL MSFL SP CAL GR
    3336
    3575
    DLL MSFL SP CAL GR
    3500
    3741
    FDC CNL CAL GR
    2030
    3342
    FDC CNL CAL GR
    3336
    3575
    FDC CNL CAL GR
    3500
    3741
    HDT
    2030
    3340
    HDT
    3336
    3575
    HDT
    3500
    3741
    ISF LSS SP CAL GR
    802
    2036
    ISF LSS SP GR
    2030
    3341
    ISF LSS SP GR
    3336
    3576
    ISF LSS SP GR
    3336
    3742
    RFT GR
    3354
    3575
    RFT GR
    3373
    3373
    VSP
    0
    0

  • 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
    494.0
    36
    506.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    802.0
    26
    815.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2030.0
    17 1/2
    2040.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3336.0
    12 1/4
    3341.0
    2.05
    LOT
    OPEN HOLE
    3741.0
    8 1/2
    3741.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    493
    0.00
    spud mud
    822
    0.00
    spud mud
    1299
    1.07
    41.0
    water mud
    2040
    1.31
    51.0
    water mud
    2523
    1.55
    50.0
    water mud
    2764
    1.56
    49.0
    water mud
    3249
    1.57
    56.0
    water mud
    3341
    1.67
    50.0
    water mud
    3360
    1.84
    61.0
    water mud
    3742
    1.84
    52.0
    water mud

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22