Brønnbane: 34/10-3 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-3
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.	34/10-3
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	708/709-404 SP 405
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.	211-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	NORSKALD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	86
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	14.03.1979
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.	07.06.1979
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.	07.06.1981
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.	05.12.2012
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.	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.	140.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2802.0
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).	2801.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	4
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	93
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' 49.48'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 11' 55.03'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6787020.80
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	456946.80
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	426

Well 34/10-3 was the second well drilled in the Delta closure in block 34/10 in the Northern North Sea . In the first well, 34/10-1, hydrocarbons were tested and proven to be present throughout the Brent sand. The primary objective of the well 34/10-3 was to test sandstones of Middle Jurassic age. Secondary objectives were sandstones of Early Jurassic and Late Triassic age.

Operations and results

Well was spudded with the semi-submersible installation Norskald on 14 March 1979 and drilled to TD at 2802 m. When coring for core no 10 the core jammed at 2512.5 m and the core head matrix was left in the hole. Fishing commenced for 3 and a half day until most of it was recovered. Otherwise the operation proceeded without any significant problem. The well was drilled with seawater/gel down to 587 m and with Chrome Lignosulphonate mud from 587 m to TD.

Oil shows (yellow fluorescence, cut and "dead oil stain" were recorded at 1410 - 1470 m at the base of the Hordaland Group. Stronger shows were seen from 1814 m in the Shetland Group m and down to top Brent reservoir. Oil in the mud was observed at 1814 m. The Middle Jurassic Brent Group was encountered at 1892 m, directly underlying a thin Albian-Aptian age Cromer Knoll section. The Brent Group was oil bearing down to the oil water contact at 1972 m. Oil shows on cores continued down to 1997 m.

Eight cores were cut in succession from 1904 m to 2025 m in the Brent Group, and one core was cut from 2467 m to 2478.8 m in the Early Jurassic Amundsen Formation. No wire line fluid samples were taken due to problems with sand plugging.

The well was suspended on 7 June 1979 as an oil appraisal well.

Testing

Three drill stem tests were conducted in the Brent Group, one water test and two oil tests. Sand production was a problem in the tests.

DST 1 perforated the interval 1990 to 1995 in the water zone. It produced 420 m3 water/day through a 20/64" choke. The water density was 1.0294 g/cm3. The bottom hole maximum temperature was 75.5 deg C, measured at 1973 m.

DST 2 perforated the interval 1935 to 1940 m. It produced 450 Sm3 oil and 33000 Sm3 gad /day through two parallel chokes of diameters 20/64" and 10 /64". The GOR was 70 Sm3/Sm3, the oil gravity was 29.2 deg API, and the gas gravity was 0.656 (air = 1). The bottom hole maximum temperature was 72 deg C, measured at 1915 m.

DST 3 perforated the interval 1895 to 1900 m. It produced 103 Sm3 oil/day. The gas rate was not recorded. The oil gravity was 29 deg API. The bottom hole maximum temperature was 69.5 deg C, measured at 1871 m.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
310.00	2802.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1904.0	1918.7	[m ]
2	1919.4	1928.8	[m ]
3	1930.9	1933.4	[m ]
4	1936.1	1947.7	[m ]
5	1953.2	1969.0	[m ]
6	1971.1	1989.2	[m ]
7	1991.9	2007.3	[m ]
8	2007.3	2025.0	[m ]
9	2467.0	2478.8	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	117.0

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1904-1906m	1906-1908m	1909-1912m	1912-1914m	1914-1917m

1917-1918m	1919-1922m	1922-1924m	1924-1927m	1927-1929m

1930-1933m	1936-1938m	1938-1941m	1941-1944m	1944-1946m

1946-1947m	1953-1955m	1955-1958m	1958-1961m	1961-1964m

1964-1966m	1966-1969m	1971-1973m	1973-1976m	1976-1979m

1979-1981m	1981-1984m	1984-1987m	1987-1989m	1989-1991m

1991-1994m	1994-1997m	1997-2000m	2000-2002m	2003-2005m

2005-2007m	2007-2010m	2010-2012m	2012-2015m	2015-2018m

2018-2020m	2020-2023m	2023-2025m	2467-2469m	2469-2472m

2472-2475m	2475-2477m	2477-2478m

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	DST 2	1940.00	1935.00		01.06.1979 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
165	NORDLAND GP
940	UTSIRA FM
958	HORDALAND GP
1118	NO FORMAL NAME
1225	NO FORMAL NAME
1252	NO FORMAL NAME
1425	NO FORMAL NAME
1578	ROGALAND GP
1578	BALDER FM
1637	LISTA FM
1748	SHETLAND GP
1748	JORSALFARE FM
1827	KYRRE FM
1886	CROMER KNOLL GP
1892	BRENT GP
1892	NESS FM
1978	ETIVE FM
2002	RANNOCH FM
2084	BROOM FM
2092	DUNLIN GP
2092	DRAKE FM
2201	COOK FM
2326	BURTON FM
2336	AMUNDSEN FM
2495	STATFJORD GP
2495	NANSEN FM
2561	EIRIKSSON FM
2677	RAUDE FM
2715	HEGRE GP
2715	LUNDE FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
426_GCH_1	pdf	1.18
426_GCH_2	pdf	2.07
426_GCH_3	pdf	2.90
426_GCH_4	pdf	0.49

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
426_01_WDSS_General_Information	pdf	0.11
426_02_WDSS_completion_log	pdf	0.19

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
426_34_10_3_ANALYSIS_OF_OIL	PDF	1.01
426_34_10_3_COMPARION_OF_7_OIL_SAMPLES_K	PDF	0.26
426_34_10_3_COMPLETION_REPORT	PDF	11.67
426_34_10_3_CORE_ANALYSES_GECO	PDF	0.17
426_34_10_3_CORE_ANALYSIS_REPORT	PDF	3.38
426_34_10_3_CORRECTION_TO_GEOLOGICAL_PROGNOSIS_&_DRILLING_PROGRAM	PDF	0.38
426_34_10_3_DST 1	pdf	4.28
426_34_10_3_FINAL_REPORT_CORE_1_9	PDF	1.29
426_34_10_3_Foto	pdf	70.37
426_34_10_3_GEOLOGICAL_PROGNOSIS_AND_DRILLING_PROGRAM	PDF	3.14
426_34_10_3_LABORATORY_STUDY_ON_CORES	PDF	3.15
426_34_10_3_NPD_CPI	PDF	0.54
426_34_10_3_oil_and_gas_flow_rates	pdf	4.33
426_34_10_3_PALEONTOLOGICAL_STRATIGRAPHICAL_REPORT	PDF	7.17
426_34_10_3_PALEONTOLOGICAL_STUDY	PDF	0.41
426_34_10_3_PETROPHYSICAL_EVALUATION	PDF	3.59
426_34_10_3_POROSITY_AND_PERMABILITY_RESULTS	PDF	0.06
426_34_10_3_POSITIONING_OF_NORSKALD	PDF	0.62
426_34_10_3_PRESSURE_PREDICTION	PDF	2.42
426_34_10_3_PVT_STUDY_OF_BOTTOM_HOLE_SAMPLE	PDF	1.00
426_34_10_3_SLUTTRAPPORT	PDF	1.56
426_34_10_3_SOURCE_ROCK_EVALUATION	PDF	2.47
426_34_10_3_SPESCIAL_CORE_ANALYSIS_STUDY	PDF	2.37
426_34_10_3_TESTING_PROGRAM	PDF	0.10
426_34_10_3_TEST_PROGRAM	PDF	0.77
426_34_10_3_TEST_REPORT	PDF	2.66
426_34_10_3_WATER_ANALYSIS	PDF	0.34
426_34_10_3_WATHERFLOOD_TEST	PDF	0.54
426_34_10_3_WETTABILITY_STUDY_OF_SAMPLES_FEB_1980	PDF	4.86

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	1965	1970	7.9
2.0	1910	1915	7.9
3.0	1870	1875	4.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0	31.500
2.0	30.600
3.0		69

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0
2.0	450	33000	0.877	0.656	70
3.0	103		0.882

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
BHC GR CAL	2490	2795
CBL GR	195	1809
CBL VDL GR	1670	2344
DLL MSFL GR	1809	2346
FDC CNL GR CAL	1809	2798
FDC GR CAL	571	1818
HDT	1809	2797
ISF SON GR SP	175	2797
VELOCITY	620	2705

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	254.0	36	257.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	571.0	26	586.0	1.64	LOT
INTERM.	13 3/8	1475.0	17 1/2	1488.0	1.72	LOT
INTERM.	9 5/8	1812.0	12 1/4	1820.0	2.02	LOT
LINER	7	2346.0	8 1/2	2347.0	2.31	LOT
OPEN HOLE		2802.0	6	2803.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
600	1.08	42.0	waterbased
835	1.09	40.0	waterbased
960	1.14	41.0	waterbased
1555	1.50	42.0	waterbased
1810	1.55	44.0	waterbased
1895	1.78	47.0	waterbased
2405	1.60	50.0	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]
426_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.20

34/10-3