Brønnbane: 34/8-8 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

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	lenke til kart
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.	VISUND
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/8-1 Visund
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).	120
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.	TRANSOCEAN 8
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

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

2885-2890m	2890-2895m	2895-2900m	2900-2905m	2905-2910m

2910-2912m	2912-2917m	2917-2919m	2920-2925m	2925-2930m

2930-2935m	2935-2940m	2940-2945m	2945-2948m	2948-2953m

2953-2958m	2958-2963m	2963-2968m	2968-2973m	2973-2975m

2976-2981m	2981-2986m	2986-2991m	2991-2996m	2996-3001m

3001-3004m	3004-3009m	3009-3014m	3014-3019m	3019-3024m

3024-3029m	3073-3078m	3029-3031m	3031-3036m	3036-3041m

3041-3046m	3046-3051m	3051-3056m	3056-3061m	3061-3066m

3068-3073m	3078-3083m	3503-3508m	3508-3513m	3513-3517m

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

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
364	NORDLAND GP
1115	UTSIRA FM
1164	NO FORMAL NAME
1190	HORDALAND GP
1368	NO FORMAL NAME
1401	NO FORMAL NAME
1527	NO FORMAL NAME
1559	NO FORMAL NAME
1829	ROGALAND GP
1829	BALDER FM
1873	LISTA FM
1998	SHETLAND GP
1998	JORSALFARE FM
2232	KYRRE FM
2877	CROMER KNOLL GP
2877	SOLA FM
2883	ÅSGARD FM
2901	VIKING GP
2901	DRAUPNE FM
2902	HEATHER FM
2921	BRENT GP
2921	TARBERT FM
2935	NESS FM
2967	ETIVE FM
3008	RANNOCH FM
3077	DUNLIN GP
3077	DRAKE FM
3123	COOK FM
3260	BURTON FM
3287	AMUNDSEN FM
3388	STATFJORD GP
3474	HEGRE GP
3474	LUNDE FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1969_1	pdf	0.74
1969_2	pdf	0.62
1969_3	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]
1969_01_WDSS_General_Information	pdf	0.52
1969_02_WDSS_completion_log	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]
1969_34_8_8_COMPETION_REPORT_AND_LOG	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]	Type slam
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]
1969_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

34/8-8