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

34/10-14

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.
    34/10-14
    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
    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.
    34/10-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D - 136 SP 285
    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.
    312-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    86
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.12.1981
    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.
    19.03.1982
    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.
    19.03.1984
    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.
    09.12.2014
    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
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    227.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2647.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 14' 0.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 15' 18.87'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6789182.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    460013.70
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    95

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-14 was drilled on a horst block in the north-eastern part of the Gullfaks field. The objectives of the well were to prove the structural position of the middle- and early Jurassic sandstones and to establish the oil-water contact in the Brent Group in this part of the field.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10-14 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 24 December 1981 and drilled to TD at 2647 m in the Triassic Hegre Group. Significant downtime (17% of total rig time) was caused by the combined effect of bad weather and the need to pull the BOP three times to detect leaks. The well was drilled with gel/lignosulphonate/seawater mud all through.
    Weak shows on limestone and claystone cuttings were recorded intermittently from 1506 m in the Hordaland down to top Shetland Group at 1729 m. Sandstones of the Ness Formation were oil-bearing from 1908 m to the oil-water contact, indicated by pressure measurements and logs to be at 1972 m. This corresponds to the OWC found in the wells 34/10-3, 5 and 8. Shows on cores continued down to 2002 m.
    Ten cores were recovered, nine in the interval from 1889 to 2047m KB and one core from 2210 to 2228 KB. RFT fluid sampling was performed at 1917.5 m and 1961.5 m but the fluids recovered were not representative for the reservoir fluid.
    The well was permanently abandoned on 19 March 1982 as an oil appraisal well.
    Testing
    One drill stem test was performed in the interval 1933.5 m to 1937.5 m in the Ness Formation. The test produced 713 Sm3 oil/day through a 34/64” choke. The GOR was 67 Sm3/Sm3, separator oil gravity was 29.4 °API, and gas gravity was 0.67 (air = 1). The maximum temperature at gauge depth was 75 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    310.00
    2643.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1889.0
    1895.9
    [m ]
    2
    1907.8
    1921.9
    [m ]
    3
    1925.0
    1932.7
    [m ]
    4
    1939.5
    1949.4
    [m ]
    5
    1957.0
    1972.5
    [m ]
    6
    1972.5
    1990.4
    [m ]
    7
    1991.0
    2009.4
    [m ]
    8
    2010.0
    2028.0
    [m ]
    9
    2028.0
    2047.0
    [m ]
    10
    2210.0
    2224.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    141.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1889-1893m
    Kjerne bilde med dybde: 1893-1895m
    Kjerne bilde med dybde: 1907-1912m
    Kjerne bilde med dybde: 1912-1916m
    Kjerne bilde med dybde: 1916-1921m
    1889-1893m
    1893-1895m
    1907-1912m
    1912-1916m
    1916-1921m
    Kjerne bilde med dybde: 1921-1922m
    Kjerne bilde med dybde: 1925-1929m
    Kjerne bilde med dybde: 1929-1932m
    Kjerne bilde med dybde: 1939-1944m
    Kjerne bilde med dybde: 1944-1948m
    1921-1922m
    1925-1929m
    1929-1932m
    1939-1944m
    1944-1948m
    Kjerne bilde med dybde: 1948-1949m
    Kjerne bilde med dybde: 1957-1961m
    Kjerne bilde med dybde: 1961-1966m
    Kjerne bilde med dybde: 1966-1970m
    Kjerne bilde med dybde: 1970-1972m
    1948-1949m
    1957-1961m
    1961-1966m
    1966-1970m
    1970-1972m
    Kjerne bilde med dybde: 1972-1977m
    Kjerne bilde med dybde: 1977-1981m
    Kjerne bilde med dybde: 1981-1986m
    Kjerne bilde med dybde: 1986-1990m
    Kjerne bilde med dybde: 1990-1995m
    1972-1977m
    1977-1981m
    1981-1986m
    1986-1990m
    1990-1995m
    Kjerne bilde med dybde: 1995-2000m
    Kjerne bilde med dybde: 2000-2004m
    Kjerne bilde med dybde: 2004-2009m
    Kjerne bilde med dybde: 2009-2010m
    Kjerne bilde med dybde: 2010-2014m
    1995-2000m
    2000-2004m
    2004-2009m
    2009-2010m
    2010-2014m
    Kjerne bilde med dybde: 2014-2019m
    Kjerne bilde med dybde: 2019-2023m
    Kjerne bilde med dybde: 2023-2028m
    Kjerne bilde med dybde: 2028-2032m
    Kjerne bilde med dybde: 2032-2037m
    2014-2019m
    2019-2023m
    2023-2028m
    2028-2032m
    2032-2037m
    Kjerne bilde med dybde: 2037-2041m
    Kjerne bilde med dybde: 2041-2046m
    Kjerne bilde med dybde: 2046-2047m
    Kjerne bilde med dybde: 2210-2214m
    Kjerne bilde med dybde: 2214-2219m
    2037-2041m
    2041-2046m
    2046-2047m
    2210-2214m
    2214-2219m
    Kjerne bilde med dybde: 2219-2223m
    Kjerne bilde med dybde: 2223-2224m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2219-2223m
    2223-2224m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1465.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1505.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1545.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1615.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1645.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1655.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1705.0
    [m]
    DC
    CGG
    1725.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2156.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2165.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2190.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2202.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2209.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2229.4
    [m]
    SWC
    RRI
    2241.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2255.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2269.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.18
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.28
    pdf
    21.54
    pdf
    1.70
    pdf
    0.19
    pdf
    0.94
    pdf
    0.61
    pdf
    0.23
    pdf
    1.91

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1934
    1937
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    850
    81000
    0.820
    0.650
    95

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    C H CNL GR
    1896
    2000
    CBL VDL GR
    780
    2292
    CYBERDIP
    1796
    2645
    DIR
    1796
    2649
    DLL MSFL GR
    1796
    2116
    FDC CNL GR
    785
    2644
    HDT
    1796
    2645
    ISF SON MAFL GR
    242
    2643
    TDT GR
    1900
    2050
    VDL LSS
    1900
    2150

  • 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
    313.0
    36
    314.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    785.0
    26
    800.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1554.0
    17 1/2
    1568.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1799.0
    12 1/4
    1810.0
    1.93
    LOT
    LINER
    7
    2297.0
    8 1/2
    2300.0
    2.38
    LOT
    OPEN HOLE
    2647.0
    6
    2647.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    365
    1.07
    waterbased
    830
    1.15
    waterbased
    1340
    1.30
    waterbased
    1570
    1.50
    waterbased
    1810
    1.72
    waterbased
    1930
    1.80
    waterbased
    2320
    1.64
    waterbased

  • 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