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

34/10-33 C

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 C
    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.
    RE-CLASS TO TEST
    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 SP. 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.
    614-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    23
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.07.1989
    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.
    01.08.1989
    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.
    01.08.1991
    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.
    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.
    134.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3752.0
    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).
    3587.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    46.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    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.
    DRAKE 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.
    1384

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-33 C is a sidetrack from appraisal well 34/10-33 B on the Gullfaks South Discovery. The B sidetrack was drilled to perform a long-period test from a horizontal well through the upper part of the Brent Group, as part of the development of the Gullfaks South discovery. As the test in the B sidetrack failed the C-sidetrack was drilled with the same main objectives, but this sidetrack was not to be drilled horizontally. The test should provide information about requirement for pressure support during oil production, pressure communication in the gas cap during production, treatment of oil with high wax content, and it should collect liquid samples from the reservoir. Secondary objectives for the C sidetrack was to penetrate a complete Rannoch formation down flanks from well 34/10-33 and to establish the oil/water contact in the lower part of the pressure regime (Etive/Rannoch formations).
    Operations and results
    The well 34/10-33 B was abandoned and an EZSV set at 3280 metres. Appraisal well 34/10-33 C was kicked off on 10 July 1989 through the 9 5/8" casing from a Packstock tool set at 3279 metres in the Tarbert Formation. The well bore was drilled with the semi-submersible installation Deepsea Bergen to TD at 3752 m (3587 m TVD) in the Early Jurassic Drake Formation. No significant problems occurred while drilling this well. The well was drilled with Interdrill NT oil based mud from kick-off to TD.
    FMT pressure points defined a gas/oil contact at 3302 m (3242 m TVD MSL) +/- 5 m and an oil/water contact at 3604 m (3460 m TVD MSL) +/- 20 m. Logs and sidewall cores indicated oil down to 3617 m (3467 m TVD MSL). Further shows evaluation from cuttings is uncertain due to oil based mud. The FMT measurements proved a pressure barrier within the interval 3521 - 3550 m (3398 - 3418 TVD MSL) in the Ness Formation.
    Twenty-three sidewall cores were retrieved, but no conventional cores were cut in this well. An FMT wire line fluid sample was taken at 3641 m (3483 m TVD MSL) below OWC in the water zone.
    After long-term testing the well was suspended on 16 September 1989 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    A long-term test was conducted, producing a total of 60 000 Sm3 oil. During the test, from 1 August up to 16 September, the well was classified as test well under the name 34/10-T-33 C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    3283.00
    3751.00

  • 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
    DST 1B
    0.00
    0.00
    11.04.1990 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.53
    pdf
    0.71

  • 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
    0.24
    pdf
    0.14

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60
    pdf
    31.75

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3448
    3517
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    23.000
    16.000
    42.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1635
    305558
    0.859
    0.680
    186

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    3160
    3706
    DIFL ACL CDL CN GR
    3271
    3755
    DIPS GR
    3285
    3757
    FMT HP GR
    3281
    3658
    FMT HP GR
    3290
    3507
    MWD - GR DIR
    3281
    3752
    SWC GR
    3350
    3612

  • 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
    219.0
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    30
    225.0
    36
    225.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    453.0
    26
    461.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1828.0
    17 1/2
    1838.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3272.0
    12 1/4
    3493.0
    1.70
    LOT
    LINER
    7
    3751.0
    8 1/2
    3753.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    3342
    1.55
    33.0
    10.0
    OIL BASED
    19.07.1989
    3348
    1.55
    21.0
    3.5
    WATER BASED
    28.02.1990
    3348
    1.55
    18.0
    2.5
    WATER BASED
    02.03.1990
    3348
    1.55
    15.0
    3.5
    WATER BASED
    27.03.1990
    3348
    1.55
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    13.03.1990
    3348
    1.55
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    14.03.1990
    3348
    1.55
    17.0
    2.5
    WATER BASED
    05.03.1990
    3409
    1.55
    33.0
    10.0
    OIL BASED
    19.07.1989
    3418
    1.55
    15.0
    3.5
    WATER BASED
    27.03.1990
    3418
    1.55
    15.0
    3.5
    WATER BASED
    27.03.1990
    3430
    1.37
    34.0
    10.0
    OIL BASED
    19.07.1989
    3448
    1.65
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    19.03.1990
    3448
    1.65
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    19.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    23.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    2.5
    WATER BASED
    26.03.1990
    3448
    1.55
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    16.03.1990
    3448
    1.65
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    19.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    20.03.1990
    3448
    1.55
    14.0
    3.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    3448
    1.55
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    3448
    1.45
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    04.04.1990
    3448
    1.45
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    10.04.1990
    3448
    1.48
    20.0
    3.5
    WATER BASED
    17.04.1990
    3448
    1.48
    20.0
    2.5
    WATER BASED
    23.04.1990
    3448
    1.49
    25.0
    6.0
    WATER BASED
    24.04.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    12.03.1990
    3448
    1.55
    26.0
    4.0
    WATER BASED
    27.02.1990
    3448
    1.55
    18.0
    2.5
    WATER BASED
    05.03.1990
    3448
    1.55
    17.0
    2.5
    WATER BASED
    05.03.1990
    3448
    1.55
    18.0
    2.5
    WATER BASED
    05.03.1990
    3448
    1.55
    17.0
    2.0
    WATER BASED
    06.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.5
    WATER BASED
    08.03.1990
    3448
    1.55
    13.0
    3.0
    WATER BASED
    08.03.1990
    3448
    1.55
    14.0
    3.0
    WATER BASED
    09.03.1990
    3448
    1.55
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    12.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    12.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.5
    WATER BASED
    29.03.1990
    3448
    1.55
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    30.03.1990
    3448
    1.55
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    3448
    1.55
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    3448
    1.55
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    3448
    1.55
    20.0
    3.0
    WATER BASED
    06.04.1990
    3448
    1.45
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    06.04.1990
    3448
    1.45
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    10.04.1990
    3448
    1.45
    18.0
    3.0
    WATER BASED
    10.04.1990
    3448
    1.48
    18.0
    3.5
    WATER BASED
    10.04.1990
    3448
    1.48
    18.0
    3.0
    WATER BASED
    17.04.1990
    3448
    1.48
    20.0
    3.5
    WATER BASED
    17.04.1990
    3448
    1.48
    20.0
    3.5
    WATER BASED
    17.04.1990
    3448
    1.48
    20.0
    3.5
    WATER BASED
    17.04.1990
    3448
    1.48
    21.0
    3.5
    WATER BASED
    17.04.1990
    3448
    1.48
    21.0
    3.5
    WATER BASED
    17.04.1990
    3448
    1.48
    20.0
    3.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3448
    1.48
    20.0
    3.5
    WATER BASED
    19.04.1990
    3448
    1.48
    18.0
    2.5
    WATER BASED
    23.04.1990
    3448
    1.48
    23.0
    4.5
    WATER BASED
    23.04.1990
    3448
    1.47
    23.0
    4.5
    WATER BASED
    25.04.1990
    3581
    1.55
    35.0
    10.0
    OIL BASED
    19.07.1989
    3715
    1.55
    17.0
    5.5
    WATER BASED
    26.07.1989
    3715
    1.55
    16.0
    9.5
    WATER BASED
    28.07.1989
    3715
    1.55
    15.0
    5.5
    WATER BASED
    31.07.1989
    3715
    1.55
    12.0
    4.0
    WATER BASED
    31.07.1989
    3715
    1.55
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    31.07.1989
    3730
    1.55
    35.0
    10.5
    OIL BASED
    20.07.1989
    3751
    1.57
    47.0
    14.0
    OIL BASED
    26.07.1989
    3751
    1.55
    38.0
    9.5
    OIL BASED
    26.07.1989
    3752
    1.55
    38.0
    10.0
    OIL BASED
    21.07.1989
    3752
    1.55
    37.0
    10.5
    OIL BASED
    26.07.1989
    3752
    1.55
    37.0
    10.5
    OIL BASED
    26.07.1989

  • 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