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

34/12-1

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.
    34/12-1
    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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    34/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PSDM en 04m01-line 2770 & trace 6120
    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.
    Eni Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1162-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    180
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.11.2007
    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.
    30.04.2008
    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.
    30.04.2010
    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.
    30.04.2010
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    YES
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    373.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4713.0
    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).
    4711.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    168
    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.
    EARLY 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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 13' 19.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 59' 55.62'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6787697.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    499934.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5684

  • Brønnhistorie
    General
    The 34/12-1 Afrodite well was drilled in the northern Viking Graben in the North Sea. The Afrodite structure is a horst block of Jurassic age bounded by north-south trending faults. The main purpose was to test the Middle Jurassic Brent Group and Cook sandstone of the Dunlin Group for hydrocarbons. The primary target was the Brent Group sandstones with the Cook sandstone as the secondary target. The well was classified as high temperature/high pressure (HTHP).
    Operations and results
    Well 34/12-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 30 April 2008 and drilled to TD at 4713 m in the Early Jurassic Cook Formation. A pilot hole was drilled prior to drilling the 26" hole to check for shallow gas. No shallow gas was encountered. The well was accidentally sidetracked at 1391m when drilling out a cement plug. The plug had been set as a barrier in the well to allow the BOP to be pulled for repair. The well was drilled with spud mud down to 1261 m, with Ultradril mud from 1261 m to 3210 m, and with Paratherm oil based mud from 3210 m to TD.
    The primary target Brent Group was encountered at 4320.8 m. The Brent Group comprised 52 m of net pay gas condensate bearing sandstones of 13% average porosity. No HC water contact was found. The secondary target Cook sandstones encountered at 4740 m were water wet. High background gas and gas peaks were observed when drilling through the Brent Group. Shows on cuttings and side wall cores from the Brent Group and Cook Formation were very weak and indistinguishable from the cut due to oil based mud. The average permeability in the Brent Group reservoir was low with an average below 0.1 mD. The low permeability was mainly caused by the presence of illite.
    No cores were cut in the well due to technical problems. MDT Pressure points showed that reservoir pressure is more than 30 bar higher in the Dunlin Group than in the Brent Group reservoir pressure, proving that there is no communication between the Brent Group and the Dunlin Sandstones. No fluid samples were taken on MDT.
    The well was permanently abandoned on 30 April 2008 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    The Brent Group was perforated on the intervals 4321- 4330 m and 4346 - 4356 m. The total amount of fluids recovered at surface was 21.5 Sm3 of condensate, and the gas rate was in the range of 210000 - 230000 Sm3/day with a maximum reading of 293000 Sm3/day on a 40/64" choke. The GOR was 6600 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.78 g/cm3. The reservoir temperature interpreted from the test was 150 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1270.00
    4713.00

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.67
    pdf
    1.14

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4321
    4356
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    33
    216000
    0.780
    6600

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT MSIP
    4125
    4529
    AIT MSIP HNGS
    3663
    4524
    AIT PEX IS PPC MSIP GR ACTS ECRD
    2040
    4110
    APS LDS AIT
    4519
    4708
    CMR XPT
    4321
    4456
    IPLT OBMI ECS GR
    4100
    4529
    LWD - GR APWD
    396
    1260
    LWD - GR RES SONIC
    396
    1260
    LWD - GR RES SONIC APWD
    1260
    4110
    MDT GR
    4321
    4453
    MDT GR
    4572
    4684
    MSCT GR
    3250
    4050
    MSCT GR
    4422
    4459
    MSCT GR
    4535
    4678
    MWD - GR RES APWD
    4110
    4520
    VSP GR
    1815
    4713

  • 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
    445.0
    36
    448.0
    1.80
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1246.0
    26
    1260.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3185.0
    17 1/2
    3210.0
    2.08
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4098.0
    12 1/4
    4110.0
    2.02
    LOT
    LINER
    7
    4519.0
    8 3/8
    4520.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4713.0
    6 1/2
    4713.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    400
    1.03
    Seawater
    450
    1.05
    SPUD MUD
    1101
    1.54
    21.0
    WBM (Sildril)
    1147
    1.05
    SPUD MUD
    1205
    1.54
    21.0
    WBM (Sildril)
    1260
    1.38
    23.0
    ULTRADRIL DW
    1390
    1.37
    24.0
    ULTRADRIL DW
    1394
    1.89
    47.0
    OBM (Paratherm)
    1396
    1.89
    47.0
    OBM (Paratherm)
    1841
    1.37
    25.0
    ULTRADRIL DW
    2050
    1.50
    31.0
    ULTRADRIL DW
    2210
    1.50
    32.0
    ULTRADRIL DW
    2452
    1.52
    31.0
    ULTRADRIL DW
    2452
    1.52
    34.0
    ULTRADRIL DW
    2500
    1.52
    33.0
    ULTRADRIL DW
    2672
    1.52
    32.0
    ULTRADRIL DW
    2781
    1.52
    29.0
    ULTRADRIL DW
    3075
    1.52
    38.0
    ULTRADRIL DW
    3200
    1.37
    23.0
    ULTRADRIL DW
    3210
    1.37
    23.0
    ULTRADRIL DW
    3656
    1.59
    38.0
    OBM (PARATHERM)
    4110
    1.74
    44.0
    OBM (PARATHERM)
    4115
    1.95
    47.0
    OBM (PARATHERM)
    4180
    1.95
    43.0
    OBM (PARATHERM)
    4300
    1.95
    43.0
    OBM (PARATHERM)
    4489
    1.45
    26.0
    OBM (Paratherm)
    4520
    1.89
    42.0
    OBM (Paratherm)
    4524
    1.89
    42.0
    OBM (Paratherm)
    4588
    1.89
    43.0
    OBM (Paratherm)
    4610
    1.89
    43.0
    OBM (Paratherm)
    4671
    1.89
    43.0
    OBM (Paratherm)
    4713
    1.89
    42.0
    OBM (Paratherm)