Brønnbane: 34/10-7 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-7
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
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
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.	GULLFAKS
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/10-1 Gullfaks
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-7
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	S 30-180 SP 328
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	050
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.	237-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	ROSS RIG (1)
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	77
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	07.01.1980
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.	23.03.1980
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.	23.03.1982
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.	14.11.2012
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.	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.	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.	COOK FM
2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	EARLY JURASSIC
2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	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.	204.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2250.0
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).	2250.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	1.5
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	90
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° 12' 13.44'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 16' 28.56'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6785858.02
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	461016.27
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	222

Well 34/10-7 was drilled on the eastern segment of the Gullfaks Field. The primary objective was to test sandstones of Middle Jurassic age. Secondary objective was sandstones of Early Jurassic age: the Cook and the Statfjord Formations.

Operations and results

Appraisal well 34/10 7 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 7 January 1980 and drilled to TD at 2550 m in the Late Triassic Lunde Formation. Two major problems were encountered during drilling. The first one concerned water sensitive clays which caused difficulties when underreaming the hole for both the 16" liner and the 13 3/8" casing. The second problem was the leak off test below the 9 5/8" casing shoe. While circulating prior the second leak off test the formation broke down. Four cement squeezes were required before a proper formation test was obtained. The well was drilled with spud mud down to 845 m and with gel/lignosulphonate mud from 845 m to TD.

Weak to good oil shows were recorded from 1320 m in the lower Hordaland Group and downwards, mostly in limestone. Strong shows with live oil in the mud were recorded between 1380 and 1415 m. Oil shows of variable strength continued all the way down through the Hordaland, Rogaland and Shetland Groups. The Shetland Group was found resting directly on the Early Jurassic Cook Formation sandstone at 1810 m. Oil was found in sandstones of the Cook and Statfjord Formations. No oil/water contact was observed in the Cook Formation. In the Statfjord Formation an oil water contact was found at 2066 m.

A total 53.2 m core (67% recovery) was recovered in 5 cores in the interval from 1813 m to 1892 m. A sixth core was taken with 100% recovery from 1942 to 1949 m. RFT fluid samples were taken at 1821 m in the Cook Formation and at 2055 m in the Statfjord Formation.

The well was suspended on 23 March 1980 as an oil appraisal well.

Testing

One drill stem test was performed from perforation at 1858 - 1856 m in the Cook Formation. The test produced 471 Sm3 oil and 59200 Sm3 gas /day through a 40/64" choke. The GOR was 126 Sm3/Sm3, the oil density was 0.832 g/cm3, and the gas gravity was 0.68 (air = 1) with 0.5% CO2. The maximum temperature at perforation depth was 77.7 deg C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
294.00	2248.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1813.0	1819.0	[m ]
2	1821.0	1839.0	[m ]
3	1839.0	1853.7	[m ]
4	1857.0	1865.0	[m ]
5	1875.0	1882.2	[m ]
6	1942.0	1949.6	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	61.5

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1813-1815m	1815-1818m	1818-1819m	1821-1823m	1823-1826m

1826-1829m	1829-1831m	1831-1834m	1834-1837m	1837-1839m

1839-1841m	1841-1844m	1844-1847m	1847-1849m	1849-1852m

1852-1853m	1857-1859m	1859-1862m	1862-1865m	1875-1877m

1877-1880m	1880-1882m

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		1833.00	1840.00			YES
DST	DST 1	1558.00	1865.00		17.03.1980 - 15:00	YES
DST	TEST2	1835.00	1865.00	OIL	01.07.1983 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
229	NORDLAND GP
895	UTSIRA FM
934	NO FORMAL NAME
965	HORDALAND GP
1015	NO FORMAL NAME
1063	NO FORMAL NAME
1100	NO FORMAL NAME
1130	NO FORMAL NAME
1180	NO FORMAL NAME
1308	NO FORMAL NAME
1515	ROGALAND GP
1515	BALDER FM
1568	LISTA FM
1666	SHETLAND GP
1666	JORSALFARE FM
1750	KYRRE FM
1810	DUNLIN GP
1810	COOK FM
1937	BURTON FM
1945	AMUNDSEN FM
2053	STATFJORD GP
2053	NANSEN FM
2140	RAUDE FM
2180	HEGRE GP
2180	LUNDE FM

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
222_01_WDSS_General_Information	pdf	0.13
222_02_WDSS_completion_log	pdf	0.16

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
222_34_10_7_Completion_log	pdf	1.39
222_34_10_7_Completion_report	pdf	23.47
222_34_10_7_Composition_Single_Flash_Bubble_Point_Of_Reservoir_Fluid	pdf	0.44
222_34_10_7_Core_Analysis	pdf	0.44
222_34_10_7_Drilling_Completion_report	pdf	34.36
222_34_10_7_Facies_Description_of_core	pdf	0.31
222_34_10_7_Paleontological_Report	pdf	2.83
222_34_10_7_Paleontological_Study	pdf	0.69
222_34_10_7_Petrophysical_Eval_Cook_Statfjord	pdf	2.75
222_34_10_7_PVT_Analysis_Of_Bottom_Hole_Sample	pdf	0.89
222_34_10_7_Reservoir_Fluid_Study	pdf	0.05
222_34_10_7_Reservoir_Fluid_Study_Sep80	pdf	0.63
222_34_10_7_Source_Rock_Analyses_partII	pdf	0.30
222_34_10_7_Source_Rock_Analysis	pdf	0.45
222_34_10_7_Special_Core_Description	pdf	1.96
222_34_10_7_Special_Core_Studies_Comments	pdf	3.16
222_34_10_7_Special_Core_Studies_Plug_samples	pdf	4.49
222_34_10_7_Special_Study_Fluid_Gas_samples	pdf	0.22
222_34_10_7_TBP_distillation_Of_Oil_DST3	pdf	0.65
222_34_10_7_Well_Testing_Report_DST2	pdf	2.51
222_34_10_7_Well_Testing_Report_DST3	pdf	4.07
222_34_10_7_Well_Test_Report	pdf	1.42
222_34_10_7_Well_Test_report_DST2_3	pdf	4.52

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	1833	1840	15.9

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	471		0.832		126

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
BGT	832	1572
CBL CCL GR	1299	1565
CBL VDL CCL GR	1100	1976
CCL	1243	1926
COMPUTED RØ RHGX PHIX	1699	2248
CYBERDIP	1692	2249
DLL MSFL GR	1692	1989
FDC CNL GR CAL	1685	2249
FDC GR CAL	832	1571
HDT	1692	2249
ISF SON GR SP	228	2248
LS SON	1800	1920
SON	1800	1920

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	291.0	36	292.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	823.0	26	845.0	1.51	LOT
LINER	16	1346.0	19 1/2	1415.0	1.77	LOT
INTERM.	13 3/8	1565.0	18	1572.0	1.90	LOT
INTERM.	9 5/8	1692.0	12 1/4	1700.0	2.02	LOT
LINER	7	1977.0	8 1/2	1990.0	2.05	LOT
OPEN HOLE		2250.0	6	2250.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
0	1.06	56.0	WATER BASED
204	1.04	120.0	WATER BASED
350	1.06	56.0	WATER BASED
695	1.09	65.0	WATER BASED
823	1.08	52.0	WATER BASED
1146	1.11	51.0	WATER BASED
1292	1.12	45.0	WATER BASED
1390	1.35	75.0	WATER BASED
1547	1.68	80.0	WATER BASED
1675	1.75	64.0	WATER BASED
1788	1.85	53.0	WATER BASED

Tynnslip i Sokkeldirektoratet

Tynnslip i Sokkeldirektoratet
Dybde	Enhet
1818.90	[m ]
1818.00	[m ]
1822.80	[m ]
1823.10	[m ]
1825.70	[m ]
1828.70	[m ]
1834.70	[m ]
1838.70	[m ]
1877.40	[m ]
1849.10	[m ]
1815.00	[m ]
1823.00	[m ]
1826.00	[m ]
1833.00	[m ]
1836.00	[m ]
1845.00	[m ]
1879.00	[m ]

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]
222_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.20

34/10-7