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

34/10-16

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.
    34/10-16
    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.
    SUSPENDED
    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.
    34/10-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8008 - 111 SP 240
    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.
    357-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    119
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.12.1982
    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.
    11.04.1983
    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.
    11.04.1985
    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.
    03.10.2011
    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.
    MIDDLE 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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    138.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4042.0
    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).
    4027.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    15
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    126
    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° 5' 35.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 10' 46.66'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6773609.61
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455758.16
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    59

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-16 was drilled on the Gullfaks Sør structure, 8 km south of the Gullfaks Field. The purpose of this well was to investigate a fault block, en echelon to the first fault block tested by well 34/10-2, for possible extension of hydrocarbon accumulation. The principal drilling objective was sandstones of the Brent Group. Secondary objectives were the Cook and Statfjord sands, of which the Statfjord sand proved the presence of oil in well 34/10-2.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10-16 was spudded with the semi-submersible installation Nordraug on 14 December 1982 and drilled to TD at 4042 m (4027 m TVD) in the Late Triassic Lunde Formation. Excessive time were lost due to waiting on weather, hole problems, logging problems and other technical problems. These problems consumed a total of 1080 hours or 45 days downtime. The well was drilled with spud mud down to 225 m, with gel/seawater from 225 m to 617 m, and with lignosulphonate CMC/gel mud from 617 m to TD.
    The Brent Group came in at 3171 m and contained both oil and gas with the gas/oil contact at ca 3350 m and the oil/water contact at ca 3422 m, according to the logs. The gas net pay was estimated to 84 m with average porosity 18.2% and average water saturation 22.5%. The oil net pay was estimated to 29.5 m with average porosity 16.5% and average water saturation 38.9%. No hydrocarbons were encountered in the Cook and Statfjord Formations. No oil shows were recorded outside of the Brent Group.
    A total of 23 cores were cut, 22 of these covering nearly all of the Brent Group and the last one covering a sandstone in the upper Statfjord Formation. The RFT tool was run for fluid samples. Segregated RFT samples were recovered from 3356 m (oil) and 3345 m (condensate). No pressure points were acquired due to bad hole conditions.
    The well was temporary plugged 11 April 1983 and later re entered for drill stem testing. It is classified as an oil 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]
    230.00
    4039.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3170.0
    3175.4
    [m ]
    2
    3177.0
    3195.0
    [m ]
    3
    3195.0
    3211.8
    [m ]
    4
    3219.0
    3228.5
    [m ]
    5
    3229.0
    3247.0
    [m ]
    6
    3247.0
    3260.5
    [m ]
    7
    3261.0
    3279.0
    [m ]
    8
    3280.0
    3297.0
    [m ]
    9
    3298.0
    3308.0
    [m ]
    10
    3311.0
    3322.0
    [m ]
    11
    3323.0
    3341.4
    [m ]
    12
    3341.4
    3348.4
    [m ]
    13
    3348.1
    3356.0
    [m ]
    14
    3359.0
    3363.0
    [m ]
    15
    3363.0
    3369.0
    [m ]
    16
    3369.0
    3378.0
    [m ]
    17
    3378.0
    3387.0
    [m ]
    18
    3387.0
    3395.8
    [m ]
    19
    3396.0
    3413.4
    [m ]
    20
    3414.0
    3430.5
    [m ]
    21
    3431.0
    3447.9
    [m ]
    22
    3450.0
    3465.8
    [m ]
    23
    3811.0
    3829.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    292.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3170-3175m
    Kjerne bilde med dybde: 3177-3184m
    Kjerne bilde med dybde: 3184-3191m
    Kjerne bilde med dybde: 3191-3195m
    Kjerne bilde med dybde: 3195-3202m
    3170-3175m
    3177-3184m
    3184-3191m
    3191-3195m
    3195-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3209m
    Kjerne bilde med dybde: 3209-3211m
    Kjerne bilde med dybde: 3213-3220m
    Kjerne bilde med dybde: 3220-3227m
    Kjerne bilde med dybde: 3227-3228m
    3202-3209m
    3209-3211m
    3213-3220m
    3220-3227m
    3227-3228m
    Kjerne bilde med dybde: 3229-3236m
    Kjerne bilde med dybde: 3236-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3246m
    Kjerne bilde med dybde: 3247-3254m
    Kjerne bilde med dybde: 3254-3260m
    3229-3236m
    3236-3243m
    3243-3246m
    3247-3254m
    3254-3260m
    Kjerne bilde med dybde: 3261-3267m
    Kjerne bilde med dybde: 3268-3275m
    Kjerne bilde med dybde: 3275-3279m
    Kjerne bilde med dybde: 3280-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3287-3294m
    3261-3267m
    3268-3275m
    3275-3279m
    3280-3287m
    3287-3294m
    Kjerne bilde med dybde: 3294-3297m
    Kjerne bilde med dybde: 3298-3305m
    Kjerne bilde med dybde: 3305-3308m
    Kjerne bilde med dybde: 3311-3318m
    Kjerne bilde med dybde: 3318-3322m
    3294-3297m
    3298-3305m
    3305-3308m
    3311-3318m
    3318-3322m
    Kjerne bilde med dybde: 3323-3330m
    Kjerne bilde med dybde: 3330-3337m
    Kjerne bilde med dybde: 3341-3348m
    Kjerne bilde med dybde: 3348-3355m
    Kjerne bilde med dybde: 3355-3356m
    3323-3330m
    3330-3337m
    3341-3348m
    3348-3355m
    3355-3356m
    Kjerne bilde med dybde: 3359-3363m
    Kjerne bilde med dybde: 3363-3369m
    Kjerne bilde med dybde: 3369-3376m
    Kjerne bilde med dybde: 3376-3378m
    Kjerne bilde med dybde: 3378-3385m
    3359-3363m
    3363-3369m
    3369-3376m
    3376-3378m
    3378-3385m
    Kjerne bilde med dybde: 3385-3387m
    Kjerne bilde med dybde: 3387-3394m
    Kjerne bilde med dybde: 3394-3395m
    Kjerne bilde med dybde: 3396-3403m
    Kjerne bilde med dybde: 3403-3410m
    3385-3387m
    3387-3394m
    3394-3395m
    3396-3403m
    3403-3410m
    Kjerne bilde med dybde: 3410-3413m
    Kjerne bilde med dybde: 3414-3421m
    Kjerne bilde med dybde: 3421-3428m
    Kjerne bilde med dybde: 3428-3430m
    Kjerne bilde med dybde: 3431-3438m
    3410-3413m
    3414-3421m
    3421-3428m
    3428-3430m
    3431-3438m
    Kjerne bilde med dybde: 3438-3445m
    Kjerne bilde med dybde: 3445-3447m
    Kjerne bilde med dybde: 3450-3457m
    Kjerne bilde med dybde: 3457-3464m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3465m
    3438-3445m
    3445-3447m
    3450-3457m
    3457-3464m
    3464-3465m
    Kjerne bilde med dybde: 3811-3818m
    Kjerne bilde med dybde: 3818-3825m
    Kjerne bilde med dybde: 3825-3829m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3811-3818m
    3818-3825m
    3825-3829m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3015.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3036.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3048.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3063.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3072.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3084.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3093.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3105.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3114.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3123.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3135.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3147.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3159.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3165.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3390.0
    [m]
    C
    RRI
    3458.0
    [m]
    C
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    3397.00
    3407.00
    OIL
    10.09.1983 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    3177.00
    3187.00
    17.09.1983 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.66
    pdf
    4.59
    pdf
    0.19

  • 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
    0.39

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.25
    pdf
    3.05
    PDF
    44.91
    pdf
    0.57
    pdf
    3.43
    pdf
    0.23
    pdf
    0.23
    pdf
    0.63
    pdf
    2.56
    pdf
    36.40
    pdf
    3.16
    pdf
    4.47
    pdf
    2.47
    pdf
    2.79
    pdf
    7.97
    pdf
    15.00
    pdf
    5.97
    pdf
    0.09
    pdf
    1.32
    pdf
    2.07
    pdf
    2.25

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3397
    3407
    19.0
    2.0
    3177
    3187
    20.6
    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
    955
    182000
    0.860
    0.670
    191
    2.0
    400
    1647000
    0.790
    0.660
    4118

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    2917
    3168
    CBL VDL GR
    899
    2917
    CBL VDL GR
    1684
    1910
    CBL VDL GR
    2758
    4010
    DLL GR
    3157
    3223
    ISF LSS GR MSFL
    163
    4043
    LDL CNL GR
    226
    4043
    NGS
    3150
    3500

  • 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
    LOT
    SURF.COND.
    20
    598.0
    26
    619.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1904.0
    17 1/2
    1920.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2915.0
    12 1/4
    2930.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    4035.0
    9 1/2
    4042.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    225
    1.04
    waterbased
    425
    1.08
    waterbased
    720
    1.15
    waterbased
    1845
    1.27
    waterbased
    2215
    1.21
    waterbased
    3100
    1.52
    waterbased
    4040
    1.55
    waterbased