Brønnbane: 34/10-1 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-1
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
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	lenke
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.	GULLFAKS
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/10-1 Gullfaks
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-1
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	050
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.	197-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	ROSS RIG (1)
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	80
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	20.06.1978
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.	08.09.1978
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.	08.09.1980
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.	05.12.2012
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.	WILDCAT
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.	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).	25.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	138.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2460.0
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	58
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° 10' 46.84'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 12' 43.67'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6783217.39
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	457626.92
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	424

Well 34/10-1 was the first well to be drilled on the "Delta structure" (Gullfaks fault block) in the Northern North Sea. The primary objective of the well was to penetrate sandstones of Early to Middle Jurassic age and to evaluate their possible content of hydrocarbons.

Operations and results

Wildcat well 34/10-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 20 June 1978 and drilled to TD at 2460 m in the Late Triassic Lunde Formation. The 30" casing was set after considerable difficulty in getting through a section of boulders. A severe well kick was taken after a flow check at 1780 m, ca 3 m above top reservoir. Ca 440 barrels of mud were gained in the pit. Otherwise the operations proceeded without significant problems. No directional survey was run below1737 m. The well was drilled with seawater and gel slugs down to 214 m, with fresh water and gel from 214 m to 504 m, with seawater/gel/lignosulphonate from 504 m to 1970 m and with Seawater/gel/spersene/XP20 from 1970 m to TD.

First oil show, pale yellow fluorescence in limestone and siltstone, was recorded at 1370 m in the Hordaland Group. Similar shows continued down to top Brent Group level interrupted only by a short interval of no shows from 1579 to 1600 m. At 1555 in the Balder Formation trace oil in the mud was observed. Top reservoir, Tarbert Formation, was encountered at 1783 m directly underlying the Late Cretaceous Shetland Group. Oil was proven in sandstones all through the Middle Jurassic Brent Group down to top Drake Formation in the Dunlin Group. The oil/water contact was not observed in the well. Below reservoir level shows decreased and died out completely below 2325 m.

A total of 12 cores were recovered in the interval from 1782.0 to 1951.1 m and one core from 2232.5 to 2250.5 m. Three runs were made with the RFT and samples were taken at 1871 m (oil) and 2244 m (water, mud and mud filtrate).

The well was permanently abandoned on 8 September as an oil discovery.

Testing

Three drill stem tests were conducted in the Brent Formation.

DST 1 perforated the interval 1930 to 1935 m in the Rannoch Formation and produced 191 Sm3 oil and 20560 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. No water was produced. The GOR was 108 Sm3/Sm3, the oil gravity was 28.9 deg API, and the gas gravity was 0.632 (air = 1).

DST 2 perforated the interval 1839 to 1844 m in the Etive Formation and produced 1049 Sm3 oil and 86930 Sm3 gas /day through a 36/64" choke. No water was produced. The GOR was 83 Sm3/Sm3, the oil gravity was 28.4 deg API, and the gas gravity was 0.61 (air = 1). The maximum bottom hole temperature recorded in the test was 71.7 deg C.

DST 3 perforated the interval 1788 to 1792 m in the Tarbert Formation and produced 323 Sm3 oil and 29365 Sm3 gas /day through a 17/64" choke. No water was produced. The GOR was 91 Sm3/Sm3, the oil gravity was 29 deg API, and the gas gravity was 0.62 (air = 1). The maximum bottom hole temperature recorded in the test was 69 deg C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	NO

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
210.00	2460.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1782.0	1785.9	[m ]
2	1790.5	1792.8	[m ]
3	1802.5	1815.6	[m ]
4	1819.0	1835.6	[m ]
5	1835.8	1853.3	[m ]
6	1853.3	1862.3	[m ]
7	1865.4	1873.8	[m ]
8	1875.0	1889.5	[m ]
9	1893.5	1911.3	[m ]
10	1911.3	1922.1	[m ]
11	1923.1	1938.8	[m ]
12	1938.8	1951.1	[m ]
13	2232.5	2244.5	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	153.8

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1782-1784m	1784-1785m	1790-1792m	1802-1805m	1805-1806m

1807-1810m	1810-1813m	1813-1815m	1819-1821m	1821-1824m

1824-1827m	1827-1829m	1829-1832m	1832-1835m	1835-1835m

1835-1838m	1838-1841m	1841-1843mj	1843-1846m	1846-1849m

1849-1852m	1852-1853m	1853-1855m	1855-1858m	1858-1861m

1861-1862m	1865-1868m	1868-1870m	1870-1873m	1873-1874m

1875-1877m	1877-1880m	1880-1883m	1883-1885m	1885-1888m

1888-1889m	1893-1896m	1896-1898m	1898-1901m	1901-1904m

1904-1907m	1907-1909m	1909-1911m	1911-1914m	1914-1916m

1916-1919m	1919-1922m	1923-1925m	1925-1928m	1928-1931m

1931-1933m	1933-1936m	1936-1938m	1938-1941m	1941-1944m

1944-1946m	1946-1949m	1949-1951m	2232-2235m	2235-2237m

2237-2240m	2240-2243m	2243-2244m

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	DST1	1930.00	1935.00		21.08.1978 - 00:00	YES
DST	DST3	1788.00	1792.00		29.08.1978 - 00:00	YES

Foringsrør og formasjonsstyrketester

Foringsrør og formasjonsstyrketester
Type utforing	Utforing diam. [tommer]	Utforing dybde [m]	Brønnbane diam. [tommer]	Brønnbane dyp [m]	Type formasjonstest
CONDUCTOR	30	213.0	36	214.0	LOT
SURF.COND.	20	488.0	26	504.0	LOT
INTERM.	13 3/8	1441.0	17 1/2	1456.0	LOT
INTERM.	9 5/8	1765.0	12 1/4	1780.0	LOT
LINER	7	1969.0	8 1/2	1970.0	LOT
OPEN HOLE		2462.0	6	2462.0	LOT

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	1930	1935	12.7
2.0	1839	1844	14.3
2.1	1839	1844	6.7
3.0	1788	1792	6.7

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0	13.500
2.0	29.000	72
2.1	30.000	69
3.0	30.000	69

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	191	20560	0.881	0.632	108
2.0	1048	86930	0.885	0.610	83
2.1	323	29365	0.879	0.626
3.0	322	28151	0.882	0.620

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL GR	1400	1771
CBL VDL GR CCL	1725	1950
CBL VDL GR CCL	1760	1925
DLL MSFL GR	1725	1969
FDC CNL GR CAL	1439	2460
FDC GR CAL	487	1454
GEODIP	1776	1970
HDT	1763	1970
HDT	1969	2460
ISF SON GR SP	213	2460
LSS GR	487	1454
LSS GR	1751	1965
MECH PROP LOG	1764	1960
MECH PROP LOG	1765	1960
MLL MC CAL	1969	2460
NGS	1765	2457
TDT	80	1735
VELOCITY	0	0

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
163	NORDLAND GP
936	UTSIRA FM
946	HORDALAND GP
1513	ROGALAND GP
1513	BALDER FM
1582	LISTA FM
1678	SHETLAND GP
1678	JORSALFARE FM
1718	KYRRE FM
1783	BRENT GP
1783	TARBERT FM
1797	NESS FM
1833	ETIVE FM
1871	RANNOCH FM
1935	BROOM FM
1946	DUNLIN GP
1946	DRAKE FM
2023	COOK FM
2081	BURTON FM
2120	AMUNDSEN FM
2268	STATFJORD GP
2268	NANSEN FM
2329	RAUDE FM
2367	HEGRE GP
2367	LUNDE FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
424_GCH_1	pdf	0.66
424_GCH_2	pdf	3.66
424_GCH_3	pdf	1.04

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
424_34_10_1_ A_palynostratigraphic_study_of_11 samples	pdf	0.84
424_34_10_1_ADT_report	pdf	7.17
424_34_10_1_Analysis_of_oil	pdf	0.89
424_34_10_1_Biostratigraphy	pdf	3.53
424_34_10_1_Biostratigraphy_of_interval_210m-2462m	pdf	7.30
424_34_10_1_Brent_formation_relief_program	pdf	1.88
424_34_10_1_Capilary_pressure_measurment	pdf	7.38
424_34_10_1_CompletionReport	pdf	23.14
424_34_10_1_Completion_report	PDF	29.02
424_34_10_1_Core_description	pdf	1.72
424_34_10_1_Core_photoes_core_1-13	pdf	201.96
424_34_10_1_Data_summary	pdf	39.05
424_34_10_1_Dipmeter_analysis	pdf	2.78
424_34_10_1_Final_report_core_1-13	pdf	3.29
424_34_10_1_Geological_prognosis_&_drilling_program_consideratio	pdf	4.27
424_34_10_1_Pressure_prediction	pdf	37.61
424_34_10_1_Reservoir_fluid_analysis_DST-3_flow-3	pdf	1.27
424_34_10_1_Reservoir_fluid_study_bottom_hole_sample	pdf	1.18
424_34_10_1_Reservoir_fluid_study_DST-2 flow-2	pdf	1.24
424_34_10_1_Source_rock_crude_oil_correlation	pdf	5.67
424_34_10_1_Source_rock_evaluation (2)	pdf	4.92
424_34_10_1_Source_rock_evaluation	pdf	0.44
424_34_10_1_Special_core_analysis	pdf	18.18
424_34_10_1_Special_core_analysis_II	pdf	6.14
424_34_10_1_Special_core_analysis_study	pdf	6.46
424_34_10_1_Supplementary_report_DST_2_flow_3	pdf	0.76
424_34_10_1_Testrapport	pdf	2.12
424_34_10_1_True_boiling_point_distillation	pdf	2.35

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
424_01_WDSS_General_Information	pdf	0.22
424_03_WDSS_lithlog	pdf	0.06

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
214	1.05		waterbased
504	1.10		waterbased
1288	1.19		waterbased
1456	1.24		waterbased
1554	1.49		waterbased
1853	1.82	42.0	waterbased
2158	1.76	43.0	waterbased
2440	1.70	49.0	waterbased
2462	1.83	52.0	waterbased

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
1782.3	[m]	C	LAP
1791.5	[m]	C	LAP
1807.0	[m]	C	LAP
1809.2	[m]	C	LAP
1811.2	[m]	C	LAP
1812.7	[m]	C	LAP
1819.0	[m]	C	LAP
1819.9	[m]	C	LAP
1824.6	[m]	C	LAP
1826.0	[m]	C	LAP
1829.3	[m]	C	LAP
1830.3	[m]	C	LAP
1832.3	[m]	C	LAP
1833.5	[m]	C	LAP
1835.6	[m]	C	LAP
1937.7	[m]	C	LAP
1940.0	[m]	C	LAP
1941.3	[m]	C	LAP
1943.7	[m]	C	LAP
1944.5	[m]	C	LAP
1945.2	[m]	C	LAP
1946.8	[m]	C	LAP
1947.1	[m]	C	LAP
1949.0	[m]	C	LAP
2238.4	[m]	C	LAP

34/10-1