Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-33 B

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.
    34/10-33 B
    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
    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.
    34/10-33
    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.
    608-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.04.1989
    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.
    10.07.1989
    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.
    10.07.1991
    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.
    01.01.2012
    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
    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/GAS
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    134.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3942.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    93.7
    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° 7' 34.44'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 57.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6777262.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457756.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1407

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-33 B is a sidetrack from the vertical appraisal well 34/10-33 on the Gullfaks South structure. It was the first horizontal well ever drilled on the Norwegian continental shelf. The main purpose of the well was to perform a long period test from a horizontal well through the upper part of the Brent Group. The well should provide important production data and the results from the well should be used to calibrate the simulation model for the reservoir and also to update the geological model for this part of the Brent Group.
    Operations and results
    Appraisal well was sidetracked 27 April 1989 from the vertical at 1840 m, just below the 13 3/8" casing shoe. The well was drilled with the semi-submersible installation Deepsea Bergen to TD at 3942 m in the Late Jurassic Heather Formation. The well bore was drilled with gel/lignosulphonate mud from kick-off to 1864 m and with Interdrill NT oil based mud from 1864 m to TD. The hole was approximately horizontal in the interval 3670 - 3942 m. During setting of the 7" liner for testing of the hydrocarbon zone, the pipe got stuck and broke between the extension pipe and drill string. Fishing was unsuccessful, and the planned test was therefore not possible. Plugging was performed, and Statoil informed NPD and the partners about the alternatives for future operations. After evaluation of FMT data, it was decided to go for a new sidetrack, 34/10-33 C.
    The formation tops came in close to the prognosis. The Brent Group, top Tarbert Formation was encountered at 3215 m. Sandstones of the Brent Group contained oil and gas. Due to lateral pressure barriers the Tarbert Formation proved to be water bearing in the horizontal part of the well bore, although good oil shows were described on cores and well site samples up to 3816 m.
    Three cores were cut in the intervals 3742 - 3751 m, 3785 - 3790 m, and 3850.5 - 3860 m in the Tarbert Formation. Two runs with the FMT tool on drill string was performed in the horizontal part of the well. In addition, five tests behind the 9 5/8" casing was performed with CHFT (Cased Hole Formation Tester). One segregated fluid sample was taken with FMT at 3892 m (1 litre water and 8 litres oil/filtrate). Two segregated fluid samples were taken with CHFT at 3299.5 m (3.2 Sm3 gas, 0.9 litre fluid) and at 3335.0 m (2.4 Sm3 gas and 1.1 litre fluid).
    The well was plugged back and abandoned on 10 July 1989 for the sidetrack 34/10-33 C.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1850.00
    3942.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3742.0
    3751.0
    [m ]
    2
    3785.0
    3790.6
    [m ]
    3
    3850.0
    3859.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    24.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3742-3747m
    Kjerne bilde med dybde: 3747-3751m
    Kjerne bilde med dybde: 3785-3790m
    Kjerne bilde med dybde: 3790-3791m
    Kjerne bilde med dybde: 3850-3855m
    3742-3747m
    3747-3751m
    3785-3790m
    3790-3791m
    3850-3855m
    Kjerne bilde med dybde: 3855-3859m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3855-3859m

  • 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
    219.0
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    459.0
    26
    461.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1822.0
    17 1/2
    1838.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3484.0
    12 1/4
    3493.0
    1.70
    LOT
    OPEN HOLE
    3942.0
    8 1/2
    3942.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4 ARM CAL GR
    1822
    3419
    ACBL VDL CCL GR
    1800
    3475
    CDL CN GR
    3185
    3475
    CHFT HP GR
    3238
    0
    CHFT HP GR
    3299
    0
    CHFT HP GR
    3335
    0
    CHFT HP GR
    3336
    0
    CHFT HP GR
    3358
    0
    FMT HP GR
    3551
    3894
    FMT HP GR
    3551
    3892
    GYRO CCL GR
    1690
    3440
    MWD - GR RES NEU POR DEN
    1840
    3942

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28
    pdf
    0.58

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.53
    pdf
    36.21
    pdf
    32.19

  • 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
    0.21
    pdf
    0.17

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1840
    1.44
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    09.05.1989
    1864
    1.45
    18.0
    5.5
    OIL BASED
    09.05.1989
    2100
    1.45
    24.0
    3.0
    WATER BASED
    03.05.1989
    2982
    1.58
    24.0
    6.5
    OIL BASED
    19.05.1989
    3024
    1.58
    26.0
    6.0
    OIL BASED
    19.05.1989
    3088
    1.58
    22.0
    7.0
    OIL BASED
    19.05.1989
    3171
    1.58
    25.0
    7.0
    OIL BASED
    19.05.1989
    3200
    1.58
    23.0
    6.5
    OIL BASED
    19.05.1989
    3241
    1.58
    22.0
    6.5
    OIL BASED
    19.05.1989
    3241
    1.58
    26.0
    7.0
    OIL BASED
    19.05.1989
    3402
    1.58
    27.0
    13.0
    OIL BASED
    24.05.1989
    3415
    1.58
    27.0
    6.5
    OIL BASED
    24.05.1989
    3458
    1.58
    27.0
    7.0
    OIL BASED
    24.05.1989
    3484
    1.50
    25.0
    6.5
    OIL BASED
    07.06.1989
    3485
    1.50
    24.0
    6.0
    OIL BASED
    08.06.1989
    3493
    1.58
    28.0
    7.0
    OIL BASED
    25.05.1989
    3493
    1.59
    31.0
    7.0
    OIL BASED
    29.05.1989
    3493
    1.42
    20.0
    6.0
    OIL BASED
    02.06.1989
    3496
    1.42
    18.0
    8.5
    OIL BASED
    05.06.1989
    3588
    1.42
    20.0
    6.5
    OIL BASED
    05.06.1989
    3625
    1.42
    25.0
    7.0
    OIL BASED
    05.06.1989
    3628
    1.53
    24.0
    9.5
    OIL BASED
    09.06.1989
    3730
    1.55
    24.0
    9.0
    OIL BASED
    12.06.1989
    3860
    1.57
    20.0
    10.0
    OIL BASED
    19.06.1989
    3942
    1.60
    28.0
    10.0
    OIL BASED
    20.06.1989