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

34/8-14 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.
    34/8-14 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).
    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
    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
    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.
    34/8-14
    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.
    StatoilHydro ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1201-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.09.2008
    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.
    21.10.2008
    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.
    21.10.2010
    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.
    21.10.2010
    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.
    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.
    YES
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    292.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3470.0
    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).
    3133.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    42.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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° 18' 37.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 20' 32.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6797715.24
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    464783.40
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5943

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-14 S with geological sidetracks A, B, C, and D were drilled on the Pan/Pandora prospect on the structural trend between the Visund and the Gimle Fields in the northern North Sea. The western part of the structure, the Pan structure, is defined by rotated fault blocks while the eastern part, the Pandora structure, consists of slided degradational blocks. The general objective of all the wells was to test the hydrocarbon potential in the structure. Wells 34/8-14 S (Pan) and 34/8-14 A (Pandora) were drilled to provide important information on the hydrocarbon phases and HC/water contacts. Both wells both proved hydrocarbons and sidetracks B, C, and D were subsequently drilled to further delineate hydrocarbon contacts and reserves.
    Operations and results
    Wildcat well 34/8-14 S was spudded with the semi-submersible installation Borgland Dolphin on 17 September 2008 and drilled to TD at 3470 m (3133 m TVD) in the Early Jurassic Drake Formation. Angle was built slowly up to ca 10 deg deviation at 1268 m, then a steeper angle was built up to a maximum of 42 deg at 2268 m. The well was drilled with Seawater and hi-vis sweeps down to 1268 m, with KCl polymer with GEM GP from 1268 m to 1271 m, and with XP07 OBM from 1271 m to TD.
    Top Brent Group in well 34/8-14 S was encountered at 3187 m (2865 m TVD RKB) and proved to be oil and gas bearing. The quality of the reservoir sandstones of the Tarbert Formation was excellent. A GOC was found at 3226 m (2902 m TVD RKB). Oil was found down-to the Ness shales at 3247 m (2922 m TVD RKB. Above top Brent Group no oil shows are reported and gas levels were low.
    Two cores were cut from 3194 to 3250.5 m in well 34/8-14 S. The MDT was run for pressure points and fluid samples. Samples were obtained at 3199 m (gas), 3229 m (oil), and 3299 m (water).
    The well was plugged back and permanently abandoned on 21 October 2008 as an oil and gas discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3194.0
    3221.0
    [m ]
    2
    3221.0
    3248.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    54.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    383.0
    36
    387.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1262.0
    26
    1286.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2961.0
    12 1/4
    2970.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3470.0
    8 1/2
    3470.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR PEX AIT
    2979
    3421
    LWD - CORE ASSY
    3194
    3250
    LWD - GR ES
    384
    2970
    LWD - GR RES DEN NEU SVWD
    0
    0
    LWD - GR RES DEN NEU SVWD
    2970
    3194
    MDT
    3199
    3299
    MDT
    3199
    3199
    MDT CMR
    3188
    3383
    SONIC SCANNER OBMI
    1877
    3468
    VSP
    3777
    3860

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    388
    1.60
    31.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    388
    1.04
    23.0
    Spud Mud
    428
    1.60
    31.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    1095
    1.39
    18.0
    OBM-Low ECD
    1257
    1.39
    17.0
    OBM-Low ECD
    1268
    1.30
    37.0
    KCl/Polymer
    1312
    1.60
    25.0
    OBM-Low ECD
    1936
    1.48
    22.0
    OBM-Low ECD
    2576
    1.48
    20.0
    OBM-Low ECD
    2970
    1.48
    19.0
    OBM-Low ECD
    2972
    1.55
    19.0
    OBM-Low ECD
    3428
    1.60
    24.0
    OBM-Low ECD
    3471
    1.60
    22.0
    OBM-Low ECD

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2210.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2250.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2270.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2290.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2310.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2330.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2350.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2370.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2390.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2410.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2430.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2450.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2470.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2490.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2510.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2530.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2550.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2610.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2630.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2650.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2670.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2690.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2710.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2730.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2750.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2780.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2790.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2800.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2830.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2850.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2870.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2890.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2910.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2930.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2950.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2970.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2980.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2990.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3000.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3010.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3020.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3030.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3040.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3050.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3060.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3070.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3080.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3090.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3100.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3110.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3120.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3130.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3140.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3150.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3160.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3170.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3175.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3180.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3185.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3190.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3194.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    3196.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3199.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    3199.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3201.4
    [m]
    C
    BIOSTR
    3203.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3206.7
    [m]
    C
    BIOSTR
    3210.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3214.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3218.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3222.9
    [m]
    C
    BIOSTR
    3224.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    3228.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    3241.2
    [m]
    C
    BIOSTR
    3244.7
    [m]
    C
    BIOSTR
    3246.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3248.7
    [m]
    C
    BIOSTR
    3255.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3265.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3275.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3285.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3295.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3305.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3315.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3325.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3335.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3345.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3355.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3365.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3375.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3385.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3395.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3400.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3405.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3410.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3415.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3425.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3430.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3435.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3440.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3445.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3450.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3455.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3460.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3465.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3470.0
    [m]
    DC
    BIOSTR