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

34/4-13 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.
    34/4-13 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).
    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
    Pressemelding
    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
    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.
    34/4-13
    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.
    Petro-Canada Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1323-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    129
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.08.2010
    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.
    02.01.2011
    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.
    02.01.2013
    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.
    15.01.2013
    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.
    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).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    374.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5010.0
    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).
    4291.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    37.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    151
    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° 38' 42.96'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 6' 0.2'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6835156.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    452314.90
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6442

  • Brønnhistorie
    General
    The exploration well Beta Statfjord 34/4-13 S was drilled on the Tampen Spur area in the northern North Sea to appraise the Beta Brent Discovery made by well 34/4-11 in 2009. The primary objective was to evaluate oil and or gas in sandstones of the Cook and Statfjord formations and Hegre Group. The original plan was a vertical well, but to meet the time slot available for the rig a site survey over the proposed target location was unable to be completed. Hence a deviated well from the ready surveyed 34/4-11 location was decided.
    Operations and results
    Appraisal well 34/4-13 S was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 27 August 2010 and drilled to TD at 5010 m (4291 m TVD) in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled directionally (J-shaped well) with a sail angle through the 17 1/2", 12 1/4" and 8 1/2" intervals of approximately 37 deg. Significant downtime with the BOP system was incurred prior to and during running the BOP. Otherwise no significant technical problems were encountered in the operations. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 1480 m, with Versatec OBM from 1480 m to 4382 m, and with Versatherm OBM from 4382 m to TD.
    Top Viking Group was penetrated at 4422 m, the Brent Group came in at 4499 m, and top Dunlin Group at 4525 m. The Brent and Dunlin groups were dominantly mudstones without hydrocarbons except from a silty interval from 4686 to 4710 m that had traces of sand with oil shows. The Statfjord Formation was encountered at 4800 m (4122 m TVD) and had a good quality porous hydrocarbon bearing sandstone interval at the top of the zone from 4801 to 4816.5 m and a smaller porous sandstone interval at 4841.5 m to 4845 m. Core and well log data supported an oil-down-to depth of 4847 m (4160 m TVD). However two additional porous sandstone units identified on logs lower down in the Statfjord Formation at 4871 m to 4872.3 m and 4893 m to 4895.4 m would suggest a potential oil-down-to depth of 4894.3 m (4197 m TVD). There was no oil/water contact identified on the well logs. Oil shows were recorded on core no 4 down to a depth of 4902 m. There were no shows discernible from the OBM below this depth or above 4686 m.
    A total of 68.3 m core was recovered in three cores from 4801 to 4849.5 m and a fourth core from 4894 to 4916 m. MDT fluid samples were taken at 4805.1 m (oil with ca 9% mud filtrate) and at 4814.8 m (oil with ca 3% mud filtrate). Single stage separation of the samples, corrected for contamination, gave a GOR of ca 150 Sm3/Sm3, a stock tank gravity of ca 0.823 g/cm3, and a gas gravity of 0.955 (air = 1).
    The well was permanently abandoned on 2 January 2011 as an oil appraisal well.
    Testing
    One drill stem test was conducted from perforations at 4803 - 4815 m (4107 - 4116 m TVD) in the Statfjord Formation sandstone. The main flow produced 1399 Sm3 oil and ca 127000 Sm3 gas /day through a 34/64" choke with no signs of decline of the oil or gas rate. The GOR was ca 93 Sm3/Sm3. All flows were water free, with 3 ppm of H2S and CO2 of about 2% in the gas stream. Bottom hole temperature in the test was 144.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1490.00
    5010.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4801.0
    4826.9
    [m ]
    2
    4828.0
    4834.6
    [m ]
    3
    4835.0
    4849.0
    [m ]
    4
    4894.0
    4915.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    68.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    4813.71
    4803.00
    OIL
    12.12.2010 - 23:05
    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
    470.0
    36
    471.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    600.0
    9 7/8
    600.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1472.6
    26
    1480.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    2903.0
    17 1/2
    2908.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4376.0
    12 1/4
    4382.0
    2.20
    LOT
    LINER
    7
    5009.0
    8 1/2
    5010.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4803
    4815
    13.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    73.800
    74.900
    115
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1400

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT GPIT PPC DSI PPC PEX
    2900
    4380
    AIT PEX HNGS
    4375
    5007
    CBL
    2902
    4335
    CMR XPT
    4490
    5005
    DOBMI GPIT PPC DSI PPC GR
    2850
    5007
    DSLT GR CCL
    4228
    4943
    MDT
    4801
    4981
    MSCT
    4496
    4801
    MWD - GR RES PWD DI
    392
    1480
    MWD - PDGR GR RES PWD DI SON
    1480
    5010
    PMIT CCL
    390
    4334
    USIT DSLT GR CCL
    4228
    4920
    VSP
    640
    4995

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    415
    1.02
    40.0
    cmc
    474
    1.49
    27.0
    bentonite spud
    600
    1.02
    50.0
    bentonite spud
    1480
    1.24
    22.0
    bentonite spud
    1633
    1.50
    46.0
    Versatec
    2908
    1.53
    46.0
    Versatec
    2993
    1.66
    52.0
    Versatec
    3556
    1.71
    56.0
    Versatec
    4004
    0.99
    51.0
    Versatec
    4330
    0.99
    50.0
    Versatec
    4382
    1.73
    53.0
    Versatec
    4383
    1.71
    51.0
    Versatec
    4525
    2.03
    64.0
    Versatherm
    4802
    1.99
    68.0
    Versatherm
    4829
    1.99
    72.0
    Versatherm
    4915
    1.99
    72.0
    Versatherm
    5007
    1.99
    71.0
    versatherm
    5007
    1.73
    36.0
    versatherm
    5007
    1.70
    CaBr2 Brine
    5007
    1.70
    CaBr2 Brine
    5010
    1.99
    71.0
    Versatherm
    5010
    2.09
    73.0
    Versatherm
    5010
    1.99
    69.0
    Versatherm

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4915.60
    [m ]
    4900.95
    [m ]
    4845.24
    [m ]
    4841.50
    [m ]
    4811.88
    [m ]
    4808.25
    [m ]
    4804.67
    [m ]
    4801.83
    [m ]