Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-37 A

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.
    34/10-37 A
    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.
    SUSPENDED
    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.
    34/10-37
    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.
    808-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    39
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.02.1995
    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.
    03.04.1995
    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.
    03.04.1997
    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.
    APPRAISAL
    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.
    TARBERT FM
    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.
    140.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2950.0
    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).
    2845.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    32.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    102
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    NESS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 8' 9.78'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 0' 55.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6778501.30
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    446979.26
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2530

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-37 was drilled in the Tampen Spur area, ca 8 km WNW of the Gullfaks Sør Field. The results from 34/10-37 indicated a more complex fault pattern at the crest of the structure than expected and it was decided to drill a sidetrack.
    The objective of the sidetrack, 34/10 - 37 A, was to investigate the presence of a low angle fault at the crest of the D-prospect, which could explain the missing sections of the Tarbert Formation in 34/10-37. The well was planned to penetrate the top of the Brent Group at a higher level than in 34/10-37 and terminate 50 m TVD below the oil-water contact in the Brent Group.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10 - 37 A was kicked off through casing at 2049 m in well 34/10-37 on 22 February 1995 using the semi-submersible installation Deepsea Bergen. It was drilled to TD at 2950 m in the Middle Jurassic Ness Formation. No significant problems were reported from the operations. The well was drilled with KCl/PAC mud from kick-off to TD.
    In addition to the formations encountered in 34/10-37 the well encountered the Rødby Formation, the Mime Formation and the Draupne Formation. Well 34/10-37 A penetrated the top of the Brent Group 15 m deeper than prognosed, but higher than in 34/10-37. An almost complete sequence of the Tarbert Formation was found in this well. The Brent Group proved to be hydrocarbon bearing with an "oil down to" at 2622 m TVD MSL.
    Four conventional core were cut from 2664 m to 2741 m in the Tarbert and Ness Formations. No FMT samples were collected in the well.
    The well was suspended on 3 April 1995 as an oil appraisal
    Testing
    The well was tested over the interval 2667 to 2697 m, and flowed with a rate of 1950 Sm3/day oil and 645000 Sm3/day gas (GOR = 330 Sm3/Sm3). The bottom hole temperature measured during the test was 97.2 deg C. A total of 4235 Sm3 oil was transferred to the vessel Crystal Sea and shipped to Mongstad.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2060.00
    2950.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2664.0
    2684.1
    [m ]
    2
    2684.5
    2704.9
    [m ]
    3
    2705.5
    2717.3
    [m ]
    4
    2720.5
    2729.3
    [m ]
    5
    2731.0
    2740.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    70.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2664-2669m
    Kjerne bilde med dybde: 2669-2674m
    Kjerne bilde med dybde: 2674-2679m
    Kjerne bilde med dybde: 2679-2684m
    Kjerne bilde med dybde: 2684-2684m
    2664-2669m
    2669-2674m
    2674-2679m
    2679-2684m
    2684-2684m
    Kjerne bilde med dybde: 2689-2694m
    Kjerne bilde med dybde: 2694-2699m
    Kjerne bilde med dybde: 2699-2704m
    Kjerne bilde med dybde: 2704-2705m
    Kjerne bilde med dybde: 2705-2710m
    2689-2694m
    2694-2699m
    2699-2704m
    2704-2705m
    2705-2710m
    Kjerne bilde med dybde: 2710-2715m
    Kjerne bilde med dybde: 2715-2717m
    Kjerne bilde med dybde: 2720-2725m
    Kjerne bilde med dybde: 2725-2729m
    Kjerne bilde med dybde: 2731-2736m
    2710-2715m
    2715-2717m
    2720-2725m
    2725-2729m
    2731-2736m
    Kjerne bilde med dybde: 2736-2741m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2736-2741m

  • 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
    OPEN HOLE
    2950.0
    8 1/2
    2950.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2667
    2697
    20.0
    1.1
    2667
    0
    11.1
    1.2
    2667
    0
    0.0
    1.3
    2667
    0
    0.0
    1.4
    2667
    0
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    8.500
    35.400
    97
    1.1
    1.2
    1.3
    1.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1950
    645000
    0.820
    0.730
    330
    1.1
    500
    0.820
    0.720
    300
    1.2
    1969
    0.820
    0.730
    320
    1.3
    1969
    0.820
    0.730
    320
    1.4
    595
    309

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIPLOG GR
    2545
    2951
    DLL MLL DAC ZDL CN DSL
    2550
    2946
    FMT QDYNE GR
    2660
    2903
    MWD - RGD
    2052
    2950
    SWC GR
    2525
    2912
    VSP
    2215
    2882

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    33.54

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2056
    1.62
    50.0
    WATER BASED
    2210
    1.57
    30.0
    WATER BASED
    2362
    1.57
    27.0
    WATER BASED
    2650
    1.57
    37.0
    WATER BASED
    2684
    1.57
    36.0
    WATER BASED
    2950
    1.57
    41.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2510.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2530.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2593.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2596.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2602.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2608.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2614.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2626.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2629.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2635.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2641.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2647.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2653.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2657.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2664.0
    [m]
    C
    GEOST
    2668.0
    [m]
    C
    GEOST
    2672.0
    [m]
    C
    GEOST
    2679.0
    [m]
    C
    GEOST
    2685.0
    [m]
    C
    GEOST
    2691.0
    [m]
    C
    GEOST
    2696.0
    [m]
    C
    GEOST
    2699.0
    [m]
    C
    GEOST
    2702.0
    [m]
    C
    GEOST
    2708.0
    [m]
    C
    GEOST
    2711.0
    [m]
    C
    GEOST
    2716.0
    [m]
    C
    GEOST
    2721.0
    [m]
    C
    GEOST
    2724.0
    [m]
    C
    GEOST
    2727.0
    [m]
    C
    GEOST
    2729.0
    [m]
    C
    GEOST
    2731.0
    [m]
    C
    GEOST
    2735.0
    [m]
    C
    GEOST
    2738.0
    [m]
    C
    GEOST
    2740.0
    [m]
    C
    GEOST
    2743.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2747.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2749.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2755.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2761.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2767.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2773.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2779.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2785.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2793.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2797.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2803.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2804.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2809.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2815.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2817.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2821.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2827.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2833.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2835.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2842.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2849.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2857.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2862.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2869.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2875.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2881.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2887.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2894.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2899.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2908.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2914.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2929.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2935.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2941.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2944.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2993.0
    [m]
    DC
    GEOST