Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-17

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.
    34/7-17
    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.
    34/7-17
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    GE-83 & ROW 341- COL. 1025
    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.
    668-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.02.1991
    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.
    07.04.1991
    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.
    07.04.1993
    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.
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    259.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3115.0
    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).
    3111.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    103
    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° 20' 50.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 5' 42.31'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6801982.38
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    451591.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1713

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-17 is located on the Vigdis Field on Tampen Spur in the Northern North Sea. It was drilled on the southern extension of the C-Plus prospect, on the eastern margin of a complete or non-truncated Brent Group sequence. Furthermore, the location is defined by the down dipping geometry to the northwest, and the proximity to a major fault zone to the south. The primary purpose of the well was to test the reservoir quality and fluid contacts in the prospect. The sequence was drilled in a structural position where a large range of oil-water contacts could be tested. A secondary objective was to test the pressure regimes in the Jurassic sequence, including possible depletion associated with pressure communication, previously identified in the nearby Tordis Field.
    Operations and results
    Well 34/7-17 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 25 February 1991 and drilled to TD at 3115 m in the Late Triassic Lunde Formation. Due to leaks in the riser the 26? section was drilled riserless while the riser was sent onshore for repairs. First returns to the rig floor was at 897 m. From the MWD logs possible shallow gas was interpreted at 519 - 520, 576 - 576.5 and 692 -693 m, but flow checks performed proved negative. The well was drilled with spud mud down to 897 m, and with KCl mud from 897 m to TD.
    In the Nordland, Hordaland, Rogaland and Shetland Groups, the well penetrated mainly claystones with minor sandstone intervals. Top of the Brent Group reservoir was reached at 2461 m (2458 m TVD), which was 38 m deeper than prognosed. The Jurassic section comprised a minor interval of the Viking Group, and a complete section of the Middle Jurassic Brent Group, the Early Jurassic Dunlin Group and the Statfjord Formation. Both main reservoir targets, the Brent Group and the Statfjord Formation, proved to be water bearing. Scattered oil shows were noted in sandstones in drill cuttings from the Lista Formation (at 1855 to 1900 m). A continuous section with traces of both direct and predominantly crush cut fluorescence was recorded in side wall cores between 2235 and 2405 m. Only scattered shows were recorded on the cores taken in the primary target Brent Group reservoir (at 2467 m and at 2472 to 2481 m). Shows were again noted in sandstone side wall cores from the Amundsen and Statfjord Formations in the interval 2920 to 3080 m.
    A total of 8 cores were cut in the Brent Group between 2460.0 and 2586.0 m (driller's depth). This makes a total of 126 m, of which 117.05 m were recovered (93%). Two RFT runs were conducted, one in the Lista Formation and one in the Early - Middle Jurasic. The resulting pressure gradients showed three different pressure regimes in the Middle - Early Jurassic, each separated by ca 5 bar pressure. Highest pressure was seen in the Statfjord Formation, medium pressure was seen in the Lower Brent Group and the lowest pressure in the upper Brent Group (Tarbert Formation). Only one (at 1881.5 m) of the pressure measurements taken in the Rogaland Group was reliable, indicating an equivalent pressure gradient of 1.40-1.41 g/cc subsea. One segregated RFT fluid sample was taken at 1881.5 m. The content was reported to be water and mud.
    The open hole was plugged back to 2408 m and prepared for sidetracking to a new reservoir target. The well is classified as dry with 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]
    900.00
    3114.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2460.0
    2478.5
    [m ]
    2
    2478.5
    2496.9
    [m ]
    3
    2498.0
    2507.5
    [m ]
    4
    2508.0
    2531.6
    [m ]
    5
    2534.0
    2542.0
    [m ]
    6
    2545.0
    2552.5
    [m ]
    7
    2554.0
    2570.2
    [m ]
    8
    2571.0
    2586.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    116.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2478-2483m
    2460-2465m
    2465-2470m
    2470-2475m
    2475-2478m
    2478-2483m
    Kjerne bilde med dybde: 2483-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2493m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2496m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2507m
    2483-2488m
    2488-2493m
    2493-2496m
    2498-2503m
    2503-2507m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2513-2518m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2523m
    Kjerne bilde med dybde: 2523-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2528-2531m
    2508-2513m
    2513-2518m
    2518-2523m
    2523-2528m
    2528-2531m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2539-2542m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2552m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2559m
    2534-2539m
    2539-2542m
    2545-2550m
    2550-2552m
    2554-2559m
    Kjerne bilde med dybde: 2559-2564m
    Kjerne bilde med dybde: 2564-2569m
    Kjerne bilde med dybde: 2569-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2571-2576m
    Kjerne bilde med dybde: 2576-2581m
    2559-2564m
    2564-2569m
    2569-2570m
    2571-2576m
    2576-2581m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2586m
    Kjerne bilde med dybde: 2497-2502m
    Kjerne bilde med dybde: 2502-2507m
    Kjerne bilde med dybde: 2507-2512m
    Kjerne bilde med dybde: 2512-2517m
    2581-2586m
    2497-2502m
    2502-2507m
    2507-2512m
    2512-2517m

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.52
    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]
    pdf
    25.94

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    780
    1942
    DIL LSS LDL GR SP
    879
    1948
    DITE MSFL LDL CNL GR
    1953
    3116
    DSI GR
    1953
    3113
    MWD DPR RGD - GR RES DIR
    285
    3115
    RFT GR
    1879
    1914
    RFT GR
    2462
    3074
    SHDT GR
    1953
    3119
    VELOCITY
    1000
    3115

  • 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
    371.0
    36
    372.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    881.0
    26
    902.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1955.0
    17 1/2
    1974.0
    1.80
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    390
    1.20
    WATER BASED
    01.03.1991
    390
    1.20
    WATER BASED
    04.03.1991
    390
    1.20
    WATER BASED
    27.02.1991
    390
    1.04
    WATER BASED
    05.03.1991
    815
    1.04
    WATER BASED
    05.03.1991
    897
    1.04
    WATER BASED
    05.03.1991
    897
    1.04
    WATER BASED
    05.03.1991
    897
    1.04
    WATER BASED
    07.03.1991
    897
    1.30
    20.0
    16.0
    WATER BASED
    11.03.1991
    1268
    1.30
    25.0
    23.0
    WATER BASED
    12.03.1991
    1509
    1.40
    31.0
    25.0
    WATER BASED
    12.03.1991
    1807
    1.49
    36.0
    24.0
    WATER BASED
    12.03.1991
    1879
    1.49
    33.0
    18.0
    WATER BASED
    14.03.1991
    1879
    1.49
    33.0
    15.0
    WATER BASED
    19.03.1991
    1879
    1.49
    32.0
    16.0
    WATER BASED
    19.03.1991
    1969
    1.49
    32.0
    17.0
    WATER BASED
    13.03.1991
    1969
    1.49
    34.0
    18.0
    WATER BASED
    13.03.1991
    1974
    1.49
    27.0
    16.0
    WATER BASED
    19.03.1991
    2036
    1.51
    31.0
    14.0
    WATER BASED
    19.03.1991
    2272
    1.60
    34.0
    15.0
    WATER BASED
    20.03.1991
    2460
    1.65
    40.0
    15.0
    WATER BASED
    22.03.1991
    2460
    1.65
    40.0
    15.0
    WATER BASED
    25.03.1991
    2460
    1.65
    37.0
    15.0
    WATER BASED
    25.03.1991
    2460
    1.65
    39.0
    16.0
    WATER BASED
    25.03.1991
    2460
    1.65
    42.0
    20.0
    WATER BASED
    25.03.1991
    2460
    1.65
    43.0
    22.0
    WATER BASED
    27.03.1991
    2460
    1.65
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    05.04.1991
    2460
    1.65
    27.0
    15.0
    WATER BASED
    09.04.1991
    2460
    1.65
    25.0
    18.0
    WATER BASED
    09.04.1991
    2460
    1.65
    36.0
    16.0
    WATER BASED
    21.03.1991
    2460
    1.65
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    08.04.1991
    2460
    1.65
    26.0
    16.0
    WATER BASED
    09.04.1991

  • 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]
    pdf
    0.22