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

34/8-8

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.
    34/8-8
    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.
    34/8-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH-9001-3D: ROW 925 & COL. 585
    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 Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    730-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    56
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.06.1992
    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.
    24.08.1992
    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.
    24.08.1994
    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.
    10.01.2012
    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
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    340.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3625.0
    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).
    3623.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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° 22' 46.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 28' 43.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6805332.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472148.13
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1969

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-8 was drilled to appraise the N-1 segment of the 34/8-1 Visund discovery on Tampen Spur in the Northern North Sea. The N-1 segment is estimated to contain approximately 30% of the resources in the Brent-North area. Confirmation of these resources was critical for reservoir management and production layout in future development plans. The primary objectives of the well were thus to confirm the resources in the Brent Group and to obtain data that could be used in reservoir engineering studies on improved oil recovery. Secondary objectives were evaluations of the Statfjord Formation and the Lunde B/C Formation. The well design and location was chosen primarily to evaluate the Brent target with respect to defining fluid contacts in clean sands, avoid faults, and penetrate as close as possible to the erosion edge of the top of the Brent Group.
    Operations and results
    Appraisal well 34/8-8 was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 30 June 1992 and drilled to TD at 3625 m in the Late Triassic Lund Formation. After drilling to 1430 m in the 12 1/4" section the drill string got stuck. 16.55 m of the BHA was left in the hole and the hole was plugged back to 1354 m where a minor technical sidetrack was performed. After setting the 30" casing an industry strike caused ca 5 days downtime. The well was drilled with spud mud down to 1364 m, and with Anco 2000 glycol mud from 1364 m to TD.
    The Brent Group was encountered at 2921 to 3077 m. It was oil bearing and wire line logs confirmed an OWC at 2971 m, while RFT pressure tests suggested a free water level between 2973.4 m and 2976.8 m. From a gross Brent Group thickness of 156 m, a net pay thickness of 97 m was identified. An average porosity of 20.6% and average Sw of 34.7% were computed for the Brent Group oil zone. The Cook Formation, from 3122.5 to 3260 m, was found to be water wet without shows. The Amundsen Formation, from 3287 to 3387.5 m, was mainly claystone, but had a 12 m thick sandstone towards its base. The Amundsen Formation was water wet without shows. The Statfjord Formation was penetrated from 3387.5 to 3475 m. From a gross thickness of 87.5 m, a total net sand thickness of 46.25 m was recognised. The Lunde Formation was encountered at 3475 m and continued to TD. Both the Statfjord and Lunde formations were water wet without shows. Apart from in the oil bearing Brent reservoir, oil shows were recorded only in cuttings from thin sand stringers at 2460 m, 2515 m, and 2615 m in the Kyrre Formation.
    Ten conventional cores were cut in the well. The whole of the Brent Group was cored in eight cores and two cores were taken in the Hegre Group. RFT fluid samples were taken at 2923.3 m in the Brent oil zone (water and filtrate), 2940 m in the Brent oil zone, at 2983.5 m in the Brent water zone (water and some gas), at 3390 m in the top of the Statfjord Formation (water and some gas).
    The well was suspended on 24 August 1992 with the provision for further testing. It is classified as an oil appraisal.
    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]
    1370.00
    3620.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2885.0
    2912.0
    [m ]
    2
    2912.0
    2919.0
    [m ]
    3
    2920.5
    2948.0
    [m ]
    4
    2948.0
    2975.8
    [m ]
    5
    2976.5
    3004.0
    [m ]
    6
    3004.0
    3031.5
    [m ]
    7
    3031.5
    3066.0
    [m ]
    8
    3068.5
    3083.0
    [m ]
    9
    3503.0
    3517.2
    [m ]
    10
    3567.4
    3575.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    215.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2885-2890m
    Kjerne bilde med dybde: 2890-2895m
    Kjerne bilde med dybde: 2895-2900m
    Kjerne bilde med dybde: 2900-2905m
    Kjerne bilde med dybde: 2905-2910m
    2885-2890m
    2890-2895m
    2895-2900m
    2900-2905m
    2905-2910m
    Kjerne bilde med dybde: 2910-2912m
    Kjerne bilde med dybde: 2912-2917m
    Kjerne bilde med dybde: 2917-2919m
    Kjerne bilde med dybde: 2920-2925m
    Kjerne bilde med dybde: 2925-2930m
    2910-2912m
    2912-2917m
    2917-2919m
    2920-2925m
    2925-2930m
    Kjerne bilde med dybde: 2930-2935m
    Kjerne bilde med dybde: 2935-2940m
    Kjerne bilde med dybde: 2940-2945m
    Kjerne bilde med dybde: 2945-2948m
    Kjerne bilde med dybde: 2948-2953m
    2930-2935m
    2935-2940m
    2940-2945m
    2945-2948m
    2948-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2958m
    Kjerne bilde med dybde: 2958-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2968m
    Kjerne bilde med dybde: 2968-2973m
    Kjerne bilde med dybde: 2973-2975m
    2953-2958m
    2958-2963m
    2963-2968m
    2968-2973m
    2973-2975m
    Kjerne bilde med dybde: 2976-2981m
    Kjerne bilde med dybde: 2981-2986m
    Kjerne bilde med dybde: 2986-2991m
    Kjerne bilde med dybde: 2991-2996m
    Kjerne bilde med dybde: 2996-3001m
    2976-2981m
    2981-2986m
    2986-2991m
    2991-2996m
    2996-3001m
    Kjerne bilde med dybde: 3001-3004m
    Kjerne bilde med dybde: 3004-3009m
    Kjerne bilde med dybde: 3009-3014m
    Kjerne bilde med dybde: 3014-3019m
    Kjerne bilde med dybde: 3019-3024m
    3001-3004m
    3004-3009m
    3009-3014m
    3014-3019m
    3019-3024m
    Kjerne bilde med dybde: 3024-3029m
    Kjerne bilde med dybde: 3073-3078m
    Kjerne bilde med dybde: 3029-3031m
    Kjerne bilde med dybde: 3031-3036m
    Kjerne bilde med dybde: 3036-3041m
    3024-3029m
    3073-3078m
    3029-3031m
    3031-3036m
    3036-3041m
    Kjerne bilde med dybde: 3041-3046m
    Kjerne bilde med dybde: 3046-3051m
    Kjerne bilde med dybde: 3051-3056m
    Kjerne bilde med dybde: 3056-3061m
    Kjerne bilde med dybde: 3061-3066m
    3041-3046m
    3046-3051m
    3051-3056m
    3056-3061m
    3061-3066m
    Kjerne bilde med dybde: 3068-3073m
    Kjerne bilde med dybde: 3078-3083m
    Kjerne bilde med dybde: 3503-3508m
    Kjerne bilde med dybde: 3508-3513m
    Kjerne bilde med dybde: 3513-3517m
    3068-3073m
    3078-3083m
    3503-3508m
    3508-3513m
    3513-3517m
    Kjerne bilde med dybde: 3567-3572m
    Kjerne bilde med dybde: 3572-3575m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3567-3572m
    3572-3575m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2887.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3258.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3367.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3440.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3477.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3482.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3565.0
    [m]
    SWC
    HYDRO

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.74
    pdf
    0.62
    pdf
    2.69

  • 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
    0.52
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    22.13

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2830
    3596
    CST GR
    3093
    3596
    DIL LSS GR SP CAL AMS
    360
    2735
    DIL LSS LDL CNL NGL SP AMS
    2764
    3622
    DLL MSFL LDL CNL GR SP AMS
    2764
    3294
    FMI GR
    2764
    3622
    MWD - GR RES DIR
    364
    3625
    NMRT
    2862
    3105
    NMRT
    2865
    3110
    RFT GR
    2922
    3256
    RFT HP GR
    2922
    2964
    RFT HP GR
    2983
    3505
    RFT HP GR
    3390
    3390
    SUMT GR GHMT
    2860
    3105
    VELOCITY
    1410
    3600

  • 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
    451.0
    36
    452.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1351.0
    17 1/2
    1353.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2765.0
    12 1/4
    2766.0
    1.82
    LOT
    LINER
    7
    3170.0
    8 1/2
    3625.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    432
    1.03
    14.0
    WATER BASED
    452
    1.06
    14.0
    WATER BASED
    621
    1.20
    24.0
    WATER BASED
    900
    1.20
    23.0
    WATER BASED
    1112
    1.05
    13.0
    WATER BASED
    1348
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    1360
    1.39
    24.0
    WATER BASED
    1364
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    1390
    1.38
    12.0
    WATER BASED
    1392
    1.39
    20.0
    WATER BASED
    1430
    1.39
    19.0
    WATER BASED
    1512
    1.40
    26.0
    WATER BASED
    1767
    1.39
    25.0
    WATER BASED
    2179
    1.47
    29.0
    WATER BASED
    2459
    1.47
    28.0
    WATER BASED
    2765
    1.47
    30.0
    WATER BASED
    2885
    1.62
    29.0
    WATER BASED
    2916
    1.62
    30.0
    WATER BASED
    2948
    1.62
    33.0
    WATER BASED
    2990
    1.65
    28.0
    WATER BASED
    3006
    1.60
    37.0
    WATER BASED
    3032
    1.62
    29.0
    WATER BASED
    3074
    1.62
    33.0
    WATER BASED
    3109
    1.67
    30.0
    WATER BASED
    3114
    1.62
    32.0
    WATER BASED
    3172
    1.70
    30.0
    WATER BASED
    3300
    1.62
    33.0
    WATER BASED
    3475
    1.60
    31.0
    WATER BASED
    3516
    1.60
    34.0
    WATER BASED
    3625
    1.60
    34.0
    WATER BASED

  • 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