Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-43 S

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.
    34/10-43 S
    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
    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.
    34/10-43
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    993-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.02.2001
    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.
    11.04.2001
    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.
    11.04.2003
    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.
    19.10.2006
    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.
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD 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.
    139.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5725.0
    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).
    3220.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    101
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    121
    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° 6' 30.78'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 2' 59.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6775410.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448788.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4247

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 34/10-43 S was drilled in a structure in the south-eastern part of the Tampen Spur area, on one of the westerly-rotated fault blocks east of the Beta Ridge. The structure is eroded at BCU level, successively deeper towards the east, and is limited by east-west faults towards north. Planned well trajectory was highly deviated in order to test several objectives in one well. Primary objective was to test the potential for hydrocarbons in Middle Jurassic sandstones of the Statfjord Formation. The secondary objective was the Brent Group, Cook and Lunde Formation. Tertiary objectives were to penetrate Paleocene in an optimal position for exploring the lowermost part for sand/hydrocarbons (Ty Formation) and at TD, a prospect of the Late Jurassic, Munin Member. The planned TD of the well was at 4505 m (2565 m TVD RKB) with an inclination of 67 deg .
    Operations and results
    Well 34/10-43 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Wildcat on 25 February 2001 and drilled deviated through Triassic sediments of the Lunde Formation as the oldest penetrated sediments, to TD at 5725 m (3219.9 m TVD RKB) in the Early Cretaceous Cromer Knoll Group. The drilling progress was very good down to the Lunde Formation. After logging of the reservoir sections in the Middle-Early Jurassic and Triassic objectives, the drilling continued to final tertiary objective in the Late Jurassic prospect in the Munin Formation. This part was significantly slower to drill, caused by places of tight hole and also because of hard lithology. Several bits had to be implemented before TD was reached with an inclination of approximately 101 deg . The well was drilled with KCl mud down to 709 m, and with oil based mud (Versavert) from 709 m to TD.
    There were no sands in the Paleocene prospect,  and the Shetland Group was therefore encountered more than 100 m shallower than expected. The Brent prospect was much more eroded at the well trajectory than was prognosed. It was thus only partly penetrated and was interpreted as water bearing. Also the Cook Formation was water bearing, and this Formation was penetrated in an optimal position in the structure. Eight m (3 m TVD) of hydrocarbons were identified on logs in the upper Statfjord- (Nansen) Formation, in a reservoir with very good properties. The OWC was at 2848 m TVD MSL. Pressure points indicated an oil zone with a density of approx. 0.05 bar/m. Middle/Lower Statfjord and the Lunde Formations showed yet another water zone. The extended part of the well penetrated Munin sands, exactly as prognosed. The sands had very good reservoir potential, yet without hydrocarbons. The well gave very good seismic reflectors in this complex sub-basin.
    No conventional cores were cut and no fluid samples were taken in the well.
    The well was permanently abandoned on 11 April 2001 as a minor oil discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    720.00
    5725.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3150.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3160.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3169.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3176.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3182.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3186.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3192.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3197.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3203.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3209.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3215.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3221.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4555.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4840.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4860.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4910.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4940.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4960.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4980.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5020.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5040.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5060.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5080.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5120.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5140.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5160.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5200.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5230.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5240.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5280.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5330.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5350.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5359.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5368.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5377.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5395.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5404.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5413.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5422.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5434.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5440.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5449.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5464.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5473.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5479.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5491.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5515.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5521.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5533.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5539.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5548.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5572.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5584.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5596.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5602.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5618.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5626.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5638.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5644.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5655.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5662.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5674.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5692.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5698.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5704.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5710.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5716.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5722.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5725.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.55
    .PDF
    0.76

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD LWD - GR RES DIR
    140
    5720
    PEX AIT-H MDT
    3133
    4476

  • 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
    223.0
    36
    228.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    709.0
    26
    716.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2128.0
    17 1/2
    2138.0
    1.95
    LOT
    OPEN HOLE
    5725.0
    8 1/2
    5725.0
    1.84
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1322
    1.23
    15.0
    GLYDRILL
    2141
    1.45
    21.0
    GLYDRILL
    2276
    1.62
    DUMMY
    3161
    1.72
    51.0
    VERSAVERT
    3161
    1.67
    52.0
    VERSAVERT
    4490
    1.67
    52.0
    VERSAVERT
    4562
    1.70
    49.0
    VERSAVERT
    5077
    1.72
    46.0
    VERSAVERT
    5503
    1.72
    46.0
    VERSAVERT
    5725
    1.72
    54.0
    VERSAVERT

  • 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
    0.23