Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-33 A

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.
    34/10-33 A
    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
    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.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/10-33
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8134 - 156 CELLEPKT 296
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    598-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.12.1988
    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.
    03.02.1989
    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.
    03.02.1991
    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.
    01.01.2012
    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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    134.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3851.0
    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).
    3640.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    48.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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.
    RANNOCH FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 7' 34.44'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 57.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6777262.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457756.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1365

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-33 A is a sidetrack from appraisal well 34/10-33, which found oil in a down-to situation in the Gullfaks South Discovery. The main objectives were to locate the gas-oil contact in the Tarbert Formation and the oil-water contact, which was not seen in the primary well. Further objectives were to acquire more pressure data over the reservoir in order to evaluate if the pressure shift in the oil zone seen in the primary well could be explained by tight faults and/or a lateral continuous barrier within in the Ness Formation, and also to test if the Tarbert and Ness formations were in a common pressure regime. Finally, the well should provide water samples from the Brent Group and gather information for an optimal placing of a horizontal test well as a new sidetrack from well 34/10-33.
    Operations and results
    Well 34/10-33A was kicked off on 15 December 1988 from the vertical well 34/10-33 at 2698 m. The sidetrack was drilled to TD at 3851 m in the Middle Jurassic Rannoch Formation using the semi-submersible installation West Delta.
    Due to severe technical problems during drilling, the logging programme was not fulfilled, and several of the well objectives could not be met. The well was drilled with gel/lignosulphonate/lignite mud from kick-off to TD.
    The Brent Group was encountered at 3347 m. The logs showed a gas/oil contact at 3427 m (3295 m TVD MSL) in the Tarbert Formation and suggested an oil/water contact at ca 3625 m (3430 m TVD MSL) in the Ness Formation. In addition the well encountered a thin hydrocarbon bearing sand layer 3040 m (3001 m TVD MSL) in the Draupne Formation.
    No cores were cut in this well and no wire line pressure points or fluid samples were acquired due to the technical difficulties.
    The well bore was plugged back and abandoned on 3 February 1989 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3070.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3080.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3090.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3100.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3110.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3130.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3140.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3150.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3160.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3170.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3180.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3190.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3200.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3210.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3220.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3230.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3240.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3260.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3290.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3300.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3320.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3330.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3340.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3351.0
    [m]
    DC
    GEOCH

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.21
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.08
    pdf
    35.11

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    2595
    3330
    CDL CN CAL SPL
    2703
    3213
    CDL CN CAL SPL
    2990
    3075
    DIFL ACL GR
    2703
    3852
    DLL MLL GR
    2703
    3217
    FMT GR
    3039
    3041
    MWD - GR RES NEU DEN
    2696
    3476

  • 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
    225.0
    36
    226.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    459.0
    26
    466.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1828.0
    17 1/2
    1844.0
    1.53
    LOT
    2698.0
    2698.0
    1.83
    LOT
    LINER
    7
    3340.0
    8 1/2
    3851.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2696
    1.47
    15.0
    6.5
    WATER BASED
    19.12.1988
    2704
    1.47
    40.0
    13.5
    WATER BASED
    28.12.1988
    2761
    1.47
    28.0
    8.0
    WATER BASED
    28.12.1988
    2823
    1.47
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    28.12.1988
    2853
    1.47
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    28.12.1988
    2883
    1.26
    13.0
    4.5
    WATER BASED
    29.12.1988
    2952
    1.26
    17.0
    4.0
    WATER BASED
    02.01.1989
    3025
    1.33
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    02.01.1989
    3105
    1.39
    17.0
    7.5
    WATER BASED
    02.01.1989
    3169
    1.41
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    02.01.1989
    3219
    1.45
    22.0
    8.5
    WATER BASED
    03.01.1989
    3276
    1.45
    19.0
    8.5
    WATER BASED
    04.01.1989
    3310
    1.45
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    05.01.1989
    3320
    1.50
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    19.01.1989
    3330
    1.60
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    20.01.1989
    3340
    1.60
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    25.01.1989
    3343
    1.60
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    24.01.1989
    3345
    1.60
    25.0
    6.0
    WATER BASED
    24.01.1989
    3370
    1.48
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    06.01.1989
    3470
    1.46
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    09.01.1989
    3511
    1.44
    16.0
    4.5
    WATER BASED
    09.01.1989
    3745
    1.44
    17.0
    4.5
    WATER BASED
    09.01.1989
    3747
    1.44
    17.0
    4.5
    WATER BASED
    10.01.1989
    3851
    1.44
    19.0
    4.0
    WATER BASED
    11.01.1989
    3851
    1.44
    17.0
    4.0
    WATER BASED
    18.01.1989
    3851
    1.44
    20.0
    3.8
    WATER BASED
    13.01.1989

  • 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]
    pdf
    0.22