Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/8-6

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.
    34/8-6
    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).
    WILDCAT
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/8-6
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    699-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    44
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.09.1991
    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.
    03.11.1991
    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.
    03.11.1993
    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.
    27.02.2004
    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
    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.
    SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    376.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3950.0
    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).
    3948.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    EARLY 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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 26' 31.36'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 28' 33.35'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6812300.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472048.81
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1842

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-6 was designed to drill North of the Visund Field on a northerly trending arm of the Tampen Spur. The main structural feature in block 34/8, the A-structure, is a NNE-SSW oriented elongated rotated fault block with pre-Cretaceous strata dipping towards the WNW. The block contains the Visund field, and is divided into two compartments, the A-south and the A-north, by a central fault. The well will test a stratigraphic trap on the northwest flank of the A-structure. From seismic anomalies possible shallow gas was expected at 510 m, 544 m, 556 m, and 877 m. Levels at 544 m, and 556 m are dipping sand layers, and could contain gas with overpressure. Scattered boulders could be expected between 424and 540 m.
    The primary objective for well 34/8-6 was to test the presence of a hydrocarbon-bearing sand within the Upper Jurassic Draupne Formation, and was drilled close to the thickest portion of the interpreted turbidite sand. Secondary objectives were to drill through the Brent Group to yield more information about development and thickness control down dip of the structural crest, and to tag top of the Dunlin Group to permit a good seismic tie-in, which can be carried up dip towards the Visund reservoir.
    Operations and results
    Wildcat well 34/8-6 was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 21 September 1991 and at a depth of 3950 m in the Early Jurassic Drake Formation. The well was drilled with spud mud down to 1235 m and with KCl mud from 1235 m to TD. Drilling went on without any significant problems. Shallow gas indications were encountered during drilling of the 8 1/2" pilot hole at 541 m and 550 m, but caused no problems, and no gas was observed at the wellhead during drilling operations. The gas indications did not correspond with any of the predicted sand layers.
    There was no sandstone developed at the primary objective in the Draupne Formation. Crude oil appeared in the mud after penetrating a thin (1 m) limestone at 3180 m in the Kyrre Formation. Oil was seen in the mud down to 3500 m, but it was believed that it all came from the limestone at 3180 m. One core was cut in the Draupne Formation from 3572 m to 3584 m. Two runs of sidewall cores were attempted whereof 19 were recovered. The well was permanently abandoned on 3 November 1991 as a dry hole with hydrocarbon shows.
    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]
    1240.00
    3950.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3572.0
    3584.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    12.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3572-3577m
    Kjerne bilde med dybde: 3577-3582m
    Kjerne bilde med dybde: 3582-3584m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3572-3577m
    3577-3582m
    3582-3584m

  • 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
    485.0
    36
    486.5
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1219.0
    24
    1235.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2407.0
    17 1/2
    2423.0
    1.62
    LOT
    OPEN HOLE
    3950.0
    12 1/4
    3950.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2450
    3930
    CST GR
    2515
    3930
    DIL LSS GR SP AMS
    485
    1202
    DIL LSS GR SP AMS
    1221
    2410
    DIL LSS GR SP AMS
    2402
    3948
    FMS-4 NGT AMS
    3100
    3940
    LDL CNL
    2402
    3948
    MWD GR RES DIR
    400
    3898
    RFT HP GR
    3686
    3825
    VSP
    1110
    3880

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.92

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.83

  • 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
    0.71
    pdf
    0.22

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    415
    1.36
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    415
    1.46
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    416
    1.05
    22.0
    17.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    487
    1.20
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    487
    1.20
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    24.09.1991
    988
    1.20
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    25.09.1991
    1089
    1.50
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    1207
    1.20
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    27.09.1991
    1235
    1.20
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    1235
    1.20
    8.0
    8.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    1235
    1.20
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    27.09.1991
    1235
    1.20
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    1674
    1.20
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    2164
    1.30
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    02.10.1991
    2231
    1.30
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    03.10.1991
    2423
    1.35
    17.0
    14.0
    WATER BASED
    04.10.1991
    2423
    1.35
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    2423
    1.35
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    2423
    1.35
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    08.10.1991
    2423
    1.35
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    2439
    1.35
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    2527
    1.41
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    2780
    1.40
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    11.10.1991
    3045
    1.40
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    3166
    1.40
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    3223
    1.45
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    3278
    1.45
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    17.10.1991
    3362
    1.45
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    17.10.1991
    3365
    1.45
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    18.10.1991
    3372
    1.50
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    18.10.1991
    3372
    1.49
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    3372
    1.49
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    3422
    1.51
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    3524
    1.60
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    22.10.1991
    3576
    1.60
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    23.10.1991
    3606
    1.60
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    24.10.1991
    3690
    1.61
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    25.10.1991
    3795
    1.61
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    29.10.1991
    3950
    1.60
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    29.10.1991
    3950
    1.60
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    29.10.1991
    3950
    1.60
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    31.10.1991
    3950
    1.50
    17.0
    4.0
    WATER BASED
    01.11.1991

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2485.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2667.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3246.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3284.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3305.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3325.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3370.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3401.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3488.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3572.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3574.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3576.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3579.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3582.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3584.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3632.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3676.0
    [m]
    SWC
    HYDRO