Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/8-2

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.
    34/8-2
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/8-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8404 - 271 SP. 465
    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.
    522-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    45
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.10.1986
    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.
    17.11.1986
    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.
    17.11.1988
    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.
    21.12.2012
    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
    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.
    DRY
    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
    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.
    353.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3240.0
    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).
    3239.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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' 10.51'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 31' 36.09'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6804208.51
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    474697.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    915

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-2 was drilled ca 5 km east of the 34/8-1 Visund Discovery well in the northern North Sea. It was drilled on the northern compartment of the same structure as the 34/8-1 well, a rotated fault block flanking the Viking Graben. This northern compartment ("A-North") might be separate from the southern by a sealing fault. The main objective of well 34/8-2 was to prove hydrocarbons in the Stafjord Formation of the A-North compartment. The planned TD was ca 50 m into the Triassic Lunde Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/8-2 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 4 October 1986 and drilled to TD at 3240 m in the Late Triassic Lunde Formation. The rig had to be moved and the well was re-spudded twice before the 36" hole could be finished. Otherwise no significant problems were encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1205 m and with KCl/polymer mud from 1205 m to TD.
    A unit assigned to the Late Jurassic Draupne Formation was penetrated from 2896 to 2912.5 m. Below Draupne a complete Dunlin Group (Drake-Cook-Burton-Amundsen) was penetrated down to 3001 m where the Statfjord Formation was encountered. The target Statfjord Formation was water bearing, and the only hydrocarbon indications in the well were oil shows on sandstone stringers in the Shetland Formation and weak fluorescence on Draupne Formation claystone
    One core was taken in the well in the upper part of the Statfjord Formation from 3008 - 3020 m. The recovery was 11.75 meters, 98%. RFT pressure recordings were performed through the Statfjord Formation and the Lunde Formation. The pressure tests in the Statfjord Formation indicated very good permeability and gave a water gradient of 0.99 g/cc. Furthermore. Comparison with 34/8-1 pressures indicated a sealing fault between the A-South and the A-North segments. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 17 November as a dry well.
    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]
    1220.00
    3240.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3008.0
    3019.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    11.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2888.0
    [m]
    SWC
    HYDRO?
    2898.5
    [m]
    SWC
    (ALLE)
    2902.0
    [m]
    SWC
    2905.0
    [m]
    SWC
    2908.0
    [m]
    SWC
    2911.0
    [m]
    SWC
    2919.0
    [m]
    SWC
    2935.0
    [m]
    SWC
    2974.0
    [m]
    SWC
    2990.0
    [m]
    SWC
    3053.0
    [m]
    SWC
    3077.0
    [m]
    SWC
    3111.0
    [m]
    SWC
    3135.0
    [m]
    SWC

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24
    pdf
    4.73
    pdf
    6.52

  • 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
    0.22
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.19
    pdf
    12.59

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    0
    0
    DIL LSS GR SP
    1177
    3228
    LDL CNL CAL GR
    1177
    3228
    MWD
    462
    1177
    NGT
    2680
    3229
    RFT
    3003
    3218
    SHDT
    2680
    3231
    VSP
    1000
    3235

  • 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
    462.0
    36
    472.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1177.0
    26
    1205.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2680.0
    17 1/2
    2700.0
    1.80
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    376
    1.70
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    17.11.1986
    391
    1.05
    99.0
    99.0
    WATER BASED
    05.10.1986
    420
    1.70
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    17.11.1986
    428
    1.05
    WATER BASED
    07.10.1986
    462
    1.05
    99.0
    99.0
    WATER BASED
    06.10.1986
    462
    1.05
    99.0
    99.0
    WATER BASED
    05.10.1986
    472
    1.05
    WATER BASED
    08.10.1986
    483
    1.05
    WATER BASED
    14.10.1986
    982
    1.05
    WATER BASED
    14.10.1986
    1048
    1.05
    WATER BASED
    09.10.1986
    1200
    1.05
    WATER BASED
    14.10.1986
    1200
    1.20
    WATER BASED
    13.10.1986
    1205
    1.20
    WATER BASED
    14.10.1986
    1205
    1.20
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    17.10.1986
    1205
    1.15
    9.0
    4.0
    WATER BASED
    16.10.1986
    1585
    1.30
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    20.10.1986
    1848
    1.36
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    20.10.1986
    2135
    1.36
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    20.10.1986
    2281
    1.40
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    20.10.1986
    2452
    1.44
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    21.10.1986
    2461
    1.44
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    22.10.1986
    2515
    1.70
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    17.11.1986
    2562
    1.44
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    23.10.1986
    2609
    1.44
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    26.10.1986
    2700
    1.44
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    26.10.1986
    2700
    1.47
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    26.10.1986
    2700
    1.60
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    28.10.1986
    2700
    1.47
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    27.10.1986
    2705
    1.60
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    29.10.1986
    2764
    1.60
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    30.10.1986
    2811
    1.60
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    02.11.1986
    2828
    1.60
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    02.11.1986
    2875
    1.60
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    02.11.1986
    2944
    1.70
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    03.11.1986
    2995
    1.70
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    04.11.1986
    3020
    1.70
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    05.11.1986
    3038
    1.70
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    06.11.1986
    3065
    1.70
    33.0
    12.0
    WATER BASED
    11.11.1986
    3138
    1.70
    33.0
    11.0
    WATER BASED
    11.11.1986
    3155
    1.70
    30.0
    8.0
    WATER BASED
    11.11.1986
    3203
    1.70
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    09.11.1986
    3240
    1.70
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    12.11.1986
    3240
    1.70
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    13.11.1986
    3240
    1.70
    32.0
    10.0
    WATER BASED
    14.11.1986

  • 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