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

34/10-4

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.
    34/10-4
    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.
    34/10-4
    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.
    222-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.08.1979
    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.
    15.10.1979
    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.
    15.10.1981
    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.
    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
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EOCENE
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    NO FORMAL NAME
    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.
    197.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2600.0
    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).
    2598.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    77
    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° 12' 15.65'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 13' 55.96'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6785952.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    458739.12
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    427

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-4 was drilled in the Delta closure in the north-eastern part of block 34/10 in the northern North Sea. The Delta structure consists of several separate fault blocks and 34/10-4 targeted one of these. It was the third well drilled in the Delta closure. Two other separate fault blocks had previously proved oil bearing by well 34/10-1 located to the south, and well 34/10-3 located about 2 km north-west. The primary objective of well 34/10-4 was to test sandstones of Middle Jurassic age. Secondary objectives were sandstones of Early Jurassic age.
    Operations and results
    Well 34/10-4 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 12 August 1979 and drilled to TD at 2600 m in the Late Triassic Lunde Formation. No specific problems were encountered in the operations. The well was drilled with sea water and gel slugs down to 641 m and with sea water, gel, lignite and lignosulphonate in various proportions from 641 m to TD.
    A minor hydrocarbon-bearing interval was encountered in the Eocene from 1290 to 1307 m but the type of hydrocarbons could not be determined. The net Eocene "pay" was 8.25 m with average porosity of 34.4% and average water saturation of 38.5%. The main target Brent Group sandstones were encountered at 1816 m and were found oil bearing down to claystone at 1912 m. It contained 81 m of net pay with an average porosity of 33.7% and an average water saturation of 12.5%. The Statfjord Formation (2350 - 2481 m) was water bearing with 61 m of net sand with an average porosity of 23.3%.
    The first show was recorded on a well site sample from 1280 m, just above the Eocene pay. It was described with "dead oil, dull fluorescence". Otherwise, oil shows with fluorescence, cut and oil stains were recorded in limestones, claystones, siltstones and marl from 1380 m and more or less continuously down to 1755 m.
    Five cores were recovered in the interval from 1826 to 1909 m in the Rannoch and Broom formations of the Brent Group and one core from 2350.5 to 2364.5 m in the Eirikson and Raude members of the Statfjord Formation. An RFT fluid sample was taken at 1827.5 m
    The well was permanently abandoned on 15 October 1979 as an oil appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests were run in the Rannoch Formation.
    DST 1A tested the interval 1880 to 1885 m. The well produced 280 Sm3 oil and 24300 Sm3 gas /day through a 20/64" choke. The GOR was 87 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 29deg API. The bottom hole maximum temperature was 72.4 deg C.
    DST 2 tested the interval 1824 to 1826 m. The well produced 810 Sm3 oil and 67400 Sm3 gas/day through two parallel chokes (20/64" + 32/64"). The GOR was 83 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 29deg API. The bottom hole maximum temperature was 71.5 deg C.
    No water was produced in the DST's.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    270.00
    2600.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1826.0
    1844.7
    [m ]
    2
    1845.0
    1852.4
    [m ]
    3
    1857.0
    1873.5
    [m ]
    4
    1873.5
    1891.0
    [m ]
    5
    1891.0
    1909.0
    [m ]
    6
    2350.5
    2356.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    83.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1826-1828m
    Kjerne bilde med dybde: 1828-1831m
    Kjerne bilde med dybde: 1831-1834m
    Kjerne bilde med dybde: 1834-1836m
    Kjerne bilde med dybde: 1836-1839m
    1826-1828m
    1828-1831m
    1831-1834m
    1834-1836m
    1836-1839m
    Kjerne bilde med dybde: 1839-1842m
    Kjerne bilde med dybde: 1842-1844m
    Kjerne bilde med dybde: 1845-1847m
    Kjerne bilde med dybde: 1847-1850m
    Kjerne bilde med dybde: 1850-1852m
    1839-1842m
    1842-1844m
    1845-1847m
    1847-1850m
    1850-1852m
    Kjerne bilde med dybde: 1857-1859m
    Kjerne bilde med dybde: 1859-1862m
    Kjerne bilde med dybde: 1862-1865m
    Kjerne bilde med dybde: 1865-1867m
    Kjerne bilde med dybde: 1867-1870m
    1857-1859m
    1859-1862m
    1862-1865m
    1865-1867m
    1867-1870m
    Kjerne bilde med dybde: 1870-1873m
    Kjerne bilde med dybde: 1873-1873m
    Kjerne bilde med dybde: 1873-1876m
    Kjerne bilde med dybde: 1876-1878m
    Kjerne bilde med dybde: 1878-1881m
    1870-1873m
    1873-1873m
    1873-1876m
    1876-1878m
    1878-1881m
    Kjerne bilde med dybde: 1881-1883m
    Kjerne bilde med dybde: 1884-1886m
    Kjerne bilde med dybde: 1886-1888m
    Kjerne bilde med dybde: 1889-1890m
    Kjerne bilde med dybde: 1891-1892m
    1881-1883m
    1884-1886m
    1886-1888m
    1889-1890m
    1891-1892m
    Kjerne bilde med dybde: 1893-1895m
    Kjerne bilde med dybde: 1896-1898m
    Kjerne bilde med dybde: 1899-1901m
    Kjerne bilde med dybde: 1901-1904m
    Kjerne bilde med dybde: 1904-1907m
    1893-1895m
    1896-1898m
    1899-1901m
    1901-1904m
    1904-1907m
    Kjerne bilde med dybde: 1907-1909m
    Kjerne bilde med dybde: 2350-2353m
    Kjerne bilde med dybde: 2353-2356m
    Kjerne bilde med dybde: 2356-2357m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1907-1909m
    2350-2353m
    2353-2356m
    2356-2357m

  • 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
    DST1A
    1880.00
    1885.00
    05.10.1979 - 22:00
    YES
    DST
    DST 2
    1824.00
    1826.00
    12.10.1979 - 00:00
    YES

  • 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
    273.0
    36
    274.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    627.0
    26
    641.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1438.0
    17 1/2
    1450.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1693.0
    12 1/4
    1704.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    1981.0
    8 1/2
    1985.0
    2.05
    LOT
    OPEN HOLE
    2600.0
    6
    2600.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1880
    1885
    7.9
    2.0
    1824
    1826
    14.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    72
    2.0
    71
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    279
    24300
    0.880
    87
    2.0
    810
    67400
    0.880
    83

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR CAL
    2490
    2795
    BOND INDEX QUICK LOOK
    1604
    1980
    CBL GR
    450
    1980
    CEMENT VOLUME COMP
    1693
    1980
    CYBERDIP
    1696
    2597
    CYBERLOOK
    1693
    2597
    DLL MSFL GR
    2490
    2795
    FDC CNL GR CAL
    1693
    2596
    FDC GR CAL
    627
    1699
    HDT
    1693
    2597
    ISF SON
    222
    2597
    SONIC WAVEFORM
    1693
    1981
    VELOCITY
    620
    2705

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.89
    pdf
    2.32

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    19.78
    PDF
    0.60
    PDF
    0.27
    PDF
    9.40
    PDF
    0.75
    PDF
    0.34
    pdf
    41.27
    PDF
    0.49
    PDF
    7.10
    PDF
    1.08
    PDF
    1.90
    PDF
    0.53
    PDF
    0.96
    pdf
    1.33
    PDF
    9.96
    PDF
    0.95
    PDF
    0.07
    PDF
    0.04
    PDF
    2.14
    PDF
    1.20
    PDF
    0.26
    pdf
    1.87
    PDF
    0.18
    PDF
    0.82
    PDF
    1.24
    PDF
    1.65
    PDF
    4.12
    pdf
    1.17
    PDF
    0.51
    PDF
    2.05
    PDF
    0.20
    PDF
    1.01
    PDF
    0.46
    PDF
    0.12
    PDF
    0.19
    PDF
    2.31
    PDF
    0.41

  • 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
    0.12
    pdf
    0.19

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    639
    1.10
    34.0
    waterbased
    891
    1.13
    45.0
    waterbased
    1104
    1.16
    50.0
    waterbased
    1311
    1.29
    45.0
    waterbased
    1458
    1.50
    47.0
    waterbased
    1750
    1.75
    56.0
    waterbased
    1959
    1.75
    47.0
    waterbased
    2438
    1.72
    49.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1929.0
    [m]
    DC
    1953.0
    [m]
    DC
    1965.0
    [m]
    DC
    2026.0
    [m]
    DC
    2044.0
    [m]
    DC
    2056.0
    [m]
    DC
    2062.0
    [m]
    DC
    2068.0
    [m]
    DC
    2179.0
    [m]
    DC
    2182.0
    [m]
    DC
    2188.0
    [m]
    DC
    2189.0
    [m]
    DC
    2207.0
    [m]
    DC
    2350.0
    [m]
    DC
    2353.0
    [m]
    DC
    2356.0
    [m]
    DC

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1882.00
    [m ]
    1827.00
    [m ]
    1836.00
    [m ]
    1841.00
    [m ]
    1847.00
    [m ]
    1858.00
    [m ]
    1870.00
    [m ]
    1876.00
    [m ]
    1882.00
    [m ]
    1893.00
    [m ]
    1834.00
    [m ]
    1891.00
    [m ]