Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/8-8 R

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 R
    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.
    P&A
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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
    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-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    22
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.02.1993
    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.
    09.03.1993
    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.
    09.03.1995
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    09.03.1993
    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
    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).
    23.0
    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").
    3624.0
    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).
    3622.0
    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.
    130
    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.
    2080

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-8 R is a re-entry of appraisal well 34/8-8 on the N-1 segment of the 34/8-1 Visund discovery on Tampen Spur in the Northern North Sea. The primary objective of well 34/8-8R was to determine the pressure regime and pressure gradient in the hydrocarbon bearing sands in Tarbert, Ness and Etive formations. The secondary objective was to determine the fluid system/composition and the possible presence of a gas oil contact in the Tarbert/Ness formations. The third objective was to investigate the mobility of oil and water down to the interpreted free water level (FWL)
    Operations and results
    Well 34/8-8 was re-entered on 16 February 1993 with the semi-submersible installation Polar Pioneer.
    The well was drill stem tested. No significant problems occurred in the operations.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 9 March 1993 as an oil appraisal.
    Testing
    Two drill stem tests were performed. In both tests production logging (PLT) was performed during the main flow.
    DST 1 tested the interval 2960.2 to 2973.2 m in the Ness/Etive formations. The test sequence consisted of an initial and a cleanup flow/build-up period with down hole shut-in. The main flow with PLT was interrupted by poor weather conditions and the well was immediately killed. Only a limited amount of the surface sampling program was therefore accomplished. No down hole samples were collected. The test produced 775 Sm3 oil, 10600 Sm3 gas and 161 m3 water/day through a 12.7 mm choke in the cleanup flow. GOR was 137 Sm3/Sm3. The oil density was 0.852 g/cm3 and the gas gravity was 0.665 (air = 1) with 1.6% CO2 and 0.25 ppm H2S. Flowing BHP was 423.3 bar and flowing BHT was 112.3 deg C. The PLT results showed an effective OWC at 2971.5.
    DST 2 tested the interval 2921 to 2950 in the Tarbert/Ness formations. The test sequence consisted of an initial and a cleanup flow/build-up period with down hole shut-in. After the cleanup build-up bottom hole sampling was accomplished with the well flowing on a low rate. Three out of five samples were good. The well was production logged (PLT) during the dual rate main flow period. The test produced 956 - 772 Sm3 oil, 147100 Sm3 gas and 0 m3 water/day through a 19.05 mm choke in the main flow. GOR was 164 - 191 Sm3/Sm3. The oil rate was steadily decreasing while the gas rate was relatively constant. Consequently, the GOR steadily increased during this period. The oil density was 0.844 g/cm3 and the gas gravity was 0.660 (air = 1) with 1.4% CO2 and 1.5 ppm H2S. Flowing BHP was 234.6 bar and flowing BHT was 112.4 deg C. No gas/oil contact was reported from the test.
    After the main build-up with surface shut-in, a minifracture test was performed.

  • 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
    2973.20
    2960.20
    21.02.1993 - 12:45
    YES
    DST
    TEST2
    2950.00
    2921.00
    26.02.1993 - 13:25
    YES

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2960
    2973
    12.7
    2.0
    2921
    2950
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    20.000
    42.000
    112
    2.0
    8.000
    23.000
    112
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    775
    106300
    0.852
    0.665
    137
    2.0
    956
    147100
    0.844
    0.660
    164

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHS PLT
    2915
    2955
    CBL VDL GR CCL
    2600
    3106
    CCL
    2921
    2950
    CCL
    2986
    3108
    GR CCL
    2773
    2828
    GR CCL
    2800
    2870
    GR CCL
    2800
    2870
    LDL CNL GR
    2764
    3282
    PLT
    2915
    2955
    PLT
    2955
    2985

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1000
    1.47
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    08.03.1993
    1000
    1.47
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    10.03.1993
    1000
    1.47
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    09.03.1993
    2727
    1.47
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    08.03.1993
    2877
    1.63
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    01.03.1993
    2877
    1.63
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    01.03.1993
    2877
    1.63
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    01.03.1993
    2877
    1.63
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    02.03.1993
    2877
    1.63
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    03.03.1993
    2894
    1.63
    15.0
    15.0
    WATER BASED
    08.03.1993
    2909
    1.63
    20.0
    15.0
    WATER BASED
    23.02.1993
    2909
    1.63
    15.0
    15.0
    WATER BASED
    23.02.1993
    2909
    1.63
    17.0
    15.0
    WATER BASED
    23.02.1993
    2909
    1.63
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    24.02.1993
    2957
    1.63
    15.0
    15.0
    WATER BASED
    24.02.1993
    2957
    1.63
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    26.02.1993
    2957
    1.63
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    04.03.1993
    2957
    1.63
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    08.03.1993
    2957
    1.63
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    08.03.1993
    2957
    1.63
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    26.02.1993
    3111
    1.63
    19.0
    19.5
    WATER BASED
    18.02.1993
    3111
    1.63
    20.0
    15.0
    WATER BASED
    18.02.1993
    3111
    1.63
    19.0
    17.0
    WATER BASED
    19.02.1993