Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-24 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.
    34/7-24 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).
    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
    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.
    34/7-24
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CTM 94- ROW 1598 & COLUMN 857
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    801-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    28
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.02.1995
    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.
    24.03.1995
    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.
    24.03.1997
    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.
    28.02.2008
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    152.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3145.0
    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).
    2938.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    30
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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 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.
    HEATHER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 18' 32.92'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 51.55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6797768.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448098.91
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2460

  • Brønnhistorie
    General
    Well is located east of the Statfjord Øst field and west of the Vigdis and Tordis Fields in the Tampen area in the Northern North Sea. The main objective of the well was to prove presence of sandstone and hydrocarbons in the Draupne Formation. The wells earlier drilled in the H-Area, 34/7-21, -21 A in H-Sentral and -23 S and -23A in H-Vest, proved oil bearing Late Jurassic Intra Draupne Formation sand. The discoveries in H-Sentral and H-Vest were however not in direct pressure communication. Well 34/7-24 S was drilled in a structural low compared to the other wells in the area and was mainly designed to test the continuity of the discovery made in H-Vest 34/7-23 S&A. The 34/7-24 S well was prognosed to penetrate top reservoir 63 m below the deepest penetrated ODT in the area. No OWC had been proved in the H-Area and the 34/7-24 S well was placed structurally relatively deep in order to possible reach an OWC in case of a sand bearing top Draupne interval.
    Secondary objectives of the well were possible gravity deposited sandstones within the Middle and Lower Draupne Sequences
    Operations and results
    Well 34/7-24 S was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on 25 February 1995 and drilled to TD at 3145 m (2938 m TVD) 54 m TVD into Late Jurassic sediments of the Heather Formation. Due to the nearness to the Snorre-Statfjord pipeline at the target position the well had to be drilled deviated. The distance between the spud and the target position at Base Cretaceous level was approximately 900 m. The inclination was built from vertical to 28 deg through the 12 1/4" section from 335 m to 1296 m. Operations went without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 1296 m, and with a pseudo-oil based mud system (NOVAMUL) from 1296 m to TD. There was interpreted possible shallow gas from the MWD logs between 361 to 365 m. The zone did not show anything on the ROV or at the flow check.
    The Nordland and Hordaland Groups consisted mainly of silty claystones except for the sandy Utsira Formation, which came in at 926 m MD (905 m TVD). The Nordland and Hordaland Groups had the highest content of drilling gas in the well (0.1-0.8), but no signs of gas were seen on the logs, except for the already mentioned shallow gas level. The Rogaland Group was penetrated at 1861 m (1727 m TVD), and consists of the Balder Formation and the Sele/Lista Formation. The Balder Formation was dominated by tuff interbedded with claystone. The Sele/Lista Formation consisted of silty claystones with traces of limestones. There were some weak hydrocarbon shows from 1870 to 1910 m. At 2065 m (1904 m TVD) the Shetland Group was penetrated. The Shetland Group consisted predominantly of silty claystones with some limestones and thin sandstone beds. The Cromer Knoll Group had marl as the main lithology. The marl was interbedded with silty claystones. The Viking Group top reservoir, came in at 2928 m (2721 m TVD) and consisted of claystones interbedded with only minor sandstone beds.
    No cores were cut. No wire line pressure or fluid samples were taken since no sand was encountered.
    The well was permanently abandoned on 24 March 1995 as a dry well.
    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]
    340.00
    3145.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2932.5
    [m]
    SWC
    BIOSTRAT
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2958.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    2968.0
    [m]
    DC
    RRI
    2974.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    2977.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.4
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    2988.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    2990.3
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    2993.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    2995.0
    [m]
    DC
    RRI
    2998.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    3000.5
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    3003.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    3011.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    3013.0
    [m]
    DC
    RRI
    3018.0
    [m]
    SWC
    BIOSTR
    3022.0
    [m]
    DC
    RRI
    3031.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3049.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3079.0
    [m]
    DC
    RRI
    3085.0
    [m]
    DC
    RRI
    3097.0
    [m]
    DC
    RRI
    3109.0
    [m]
    DC
    RRI
    3121.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3139.0
    [m]
    DC
    RRI
    3145.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    6.03

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIFL DAC ZDL GR TTRM
    2768
    3143
    HEXDIP GR TTRM
    2785
    3143
    MWD EWR DGR - DIR GR RES SN
    177
    3145
    SWC GR
    2915
    3112
    VELOCITY
    2605
    3130

  • 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
    225.0
    36
    226.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    328.0
    26
    330.0
    1.25
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1288.0
    12 1/4
    1290.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    3145.0
    8 1/2
    3145.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    861
    1.13
    10.0
    32.0
    WATER BASED
    03.03.1995
    1296
    1.18
    16.0
    33.0
    WATER BASED
    06.03.1995
    1296
    1.18
    15.0
    34.0
    WATER BASED
    06.03.1995
    1456
    1.30
    36.0
    23.0
    OIL BASED
    06.03.1995
    2154
    1.50
    38.0
    37.0
    OIL BASED
    07.03.1995
    2505
    1.52
    33.0
    30.0
    OIL BASED
    08.03.1995
    2710
    1.55
    36.0
    27.0
    OIL BASED
    13.03.1995
    2924
    1.55
    35.0
    27.0
    OIL BASED
    13.03.1995
    2975
    1.55
    36.0
    22.0
    OIL BASED
    13.03.1995
    2975
    1.55
    36.0
    23.0
    OIL BASED
    13.03.1995
    2975
    1.55
    37.0
    21.0
    OIL BASED
    14.03.1995
    2975
    1.55
    36.0
    24.0
    OIL BASED
    13.03.1995
    2978
    1.55
    35.0
    21.0
    OIL BASED
    15.03.1995
    3145
    1.55
    37.0
    21.0
    OIL BASED
    17.03.1995
    3145
    1.55
    37.0
    21.0
    OIL BASED
    20.03.1995
    3145
    1.55
    37.0
    23.0
    OIL BASED
    20.03.1995
    3145
    1.55
    37.0
    23.0
    OIL BASED
    20.03.1995
    3145
    1.55
    37.0
    23.0
    OIL BASED
    21.03.1995
    3145
    1.55
    37.0
    23.0
    OIL BASED
    23.03.1995
    3145
    1.55
    17.0
    34.0
    WATER BASED
    23.03.1995
    3145
    1.55
    35.0
    23.0
    OIL BASED
    16.03.1995