Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-23 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.
    34/7-23 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
    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.
    34/7-23
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    GE-83:ROW 357 & COLUMN 1109
    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.
    783-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    41
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.02.1994
    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.
    03.04.1994
    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.
    03.04.1996
    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.
    WILDCAT
    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.
    OIL
    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.
    LATE 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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    246.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3375.0
    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).
    2889.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    46.3
    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.
    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.
    TARBERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 20' 24.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 31.54'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6801198.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    450528.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2296

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-23 S is located on the Vigdis Field on Tampen Spur in the Northern North Sea. Located 5200 meters north-northwest of the H-Sentral 34/7-21 oil discovery, the well was primarily designed to test for reservoir presence and hydrocarbons in the Top Draupne Sequence of Portlandian and Ryazanian age. In the case of a discovery, pressure communication with well 34/7-21 would be tested. Secondary objectives of the well included lowermost Early Cretaceous sandstones found oil bearing in 34/7-21, and intra Oxfordian sandstones which were found to yield oil in well 34/7-21 A. Both these sandstones are thin and below seismic resolution. An additional objective was to test the presence of sandstone in Paleocene.
    Operations and results
    Well 34/7-23 S was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on 22 February 1994 and drilled to TD at 3375 m (2889 m TVD) in the Middle Jurassic Tarbert Formation. The subsea Jurassic target location coincided with the pipeline which connects the Snorre TLP to the Statfjord C platform. To avoid any mechanical problems with the rigs anchors, the spud location was chosen to be located 1400 meters east of the Base Cretaceous target location and the borehole was designed as a westward deviated well. Special H2S equipment was mobilized when H2S was observed during coring in the upper part of the reservoir. For operational reasons it was decided to interrupt coring and take a FMT sample. An additional 10 meters were drilled from 3096 down to 3106 m to get a rathole for the FMT logging tool. This interval was thus not cored. The well was drilled with spud mud down to 1175 m, and with KCl mud with a polyalkyleneglycol additive (BP DCP 208) m from 1175 m to TD.
    In the Nordland, Hordaland and Rogaland Groups, the well penetrated mainly clay/claystone with some beds of sand, except for the sandy Utsira Formation between 955 - 1144 m (934 - 1114 m TVD). In the Shetland Group clay stones with limestone beds were penetrated. The condensed Cromer Knoll Group consisted of marls, limestones and minor claystones.
    The Draupne Formation was penetrated at 3078 m (2608.5 m TVD). The upper part was a 24 m thick oil-filled Intra-Draupne Formation Sand. No oil water contact was encountered in the well: the deepest oil down to was observed at 3102 m (2632 m TVD). The Intra-Draupne Formation Sandstone had a measured thickness of 25 (23.5 m TVD). It had an estimated average log porosity of 25.1% and an estimated average water saturation of 19.0%. The net gross ratio is 0.91. The underlying Draupne Formation shale was 80 m thick.
    The Intra-Draupne Formation Sandstone had a pressure gradient of 1.28 g/cc (ref. MSL). The formation pressure in the impermeable rocks of the Viking Group is believed to be in the order of 1.45 - 1.43 g/cc (ref. MSL), whilst the pressure in the Brent Group was measured to be 1.43 - 1.42 g/cc (ref. MSL). The well was interpreted to be differently depleted than the H-Sentral 34/7-21 well.
    Apart from the oil filled Intra-Draupne Formation sand weak shows were observed  in several sections throughout the well. In the Hordaland Group sand beds with traces of shows were observed in cutting samples in the interval 1332 - 1560 m as well as in the Rogaland Formation from 2000 to 2187 m. In the Shetland Group, hydrocarbon shows occurred in thin sandstone horizons from 2735 to 2835 m and sporadically down to 3010 m. Below the reservoir in the Viking Group, traces of weak shows were observed in thin sandstone laminae, claystones, and siltstones. Also the uppermost, massive sandstones of the Brent Group had weak shows.
    A total of five cores were cut in the interval 3079-3096 and 3106-3136 m in the Intra Draupne Formation sand and 34 m into the underlying Draupne shale. The total core recovery was 99.6% (46.8m). FMT samples were taken in the Intra-Draupne Formation sand at 3080 m (oil and gas), 3082 m (oil and gas), and 3084.2 m (water and filtrate). All three samples contained H2S in the range 60 - 75 ppm. The well was plugged back to a depth of 2480 m and permanently abandoned on 3 April as an oil discovery. The well was later sidetracked (34/7-23 A).
    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]
    380.00
    3374.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3079.0
    3095.9
    [m ]
    2
    3106.0
    3108.0
    [m ]
    3
    3108.0
    3117.0
    [m ]
    4
    3117.0
    3124.0
    [m ]
    5
    3124.0
    3136.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    46.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3097-3084m
    Kjerne bilde med dybde: 3084-3089m
    Kjerne bilde med dybde: 3089-3094m
    Kjerne bilde med dybde: 3094-3095m
    Kjerne bilde med dybde: 3106-3108m
    3097-3084m
    3084-3089m
    3089-3094m
    3094-3095m
    3106-3108m
    Kjerne bilde med dybde: 3108-3113m
    Kjerne bilde med dybde: 3113-3116m
    Kjerne bilde med dybde: 3117-3122m
    Kjerne bilde med dybde: 3122-3124m
    Kjerne bilde med dybde: 3124-3129m
    3108-3113m
    3113-3116m
    3117-3122m
    3122-3124m
    3124-3129m
    Kjerne bilde med dybde: 3129-3134m
    Kjerne bilde med dybde: 3134-3136m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3129-3134m
    3134-3136m

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    6.76

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MLL GR
    3050
    3205
    DPIL MAC ZDL CN DSL
    2318
    3373
    FMT GR
    3077
    3088
    FMT GR
    3078
    3353
    FMT GR
    3078
    3084
    HDIP CBIL GR
    2318
    3334
    MAC-VDL
    2039
    2318
    MWD EWR - GR RES DIR
    271
    3375
    SWC PFC
    2370
    3334
    SWC PFC
    2375
    3333
    TBRT GR
    3050
    3137
    VELOCITY
    780
    3360

  • 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
    368.0
    36
    370.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1167.0
    17 1/2
    1170.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2320.0
    12 1/4
    2323.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3374.0
    8 1/2
    3374.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    348
    1.06
    WATER BASED
    23.02.1994
    369
    1.06
    WATER BASED
    24.02.1994
    369
    1.06
    WATER BASED
    25.02.1994
    515
    1.17
    11.0
    16.0
    WATER BASED
    28.02.1994
    987
    1.18
    10.0
    60.0
    WATER BASED
    28.02.1994
    1175
    1.20
    7.0
    39.0
    WATER BASED
    28.02.1994
    1175
    1.20
    8.0
    36.0
    WATER BASED
    01.03.1994
    1175
    1.20
    8.0
    36.0
    WATER BASED
    02.03.1994
    1175
    1.20
    8.0
    36.0
    GEL MUD
    03.03.1994
    1175
    1.20
    8.0
    36.0
    GEL MUD
    08.03.1994
    1175
    1.20
    8.0
    36.0
    GEL MUD
    08.03.1994
    1408
    1.35
    18.0
    20.0
    DUMMY
    08.03.1994
    1860
    1.43
    24.0
    25.0
    DUMMY
    08.03.1994
    2187
    1.48
    23.0
    24.0
    DUMMY
    10.03.1994
    2332
    1.51
    31.0
    27.0
    DUMMY
    11.03.1994
    2332
    1.51
    30.0
    28.0
    DUMMY
    14.03.1994
    2332
    1.51
    30.0
    28.0
    DUMMY
    14.03.1994
    2332
    1.51
    30.0
    28.0
    DUMMY
    14.03.1994
    2332
    1.51
    30.0
    28.0
    DUMMY
    15.03.1994
    2332
    1.53
    30.0
    28.0
    DUMMY
    16.03.1994
    2332
    1.51
    30.0
    29.0
    DUMMY
    10.03.1994
    2462
    1.57
    32.0
    24.0
    DUMMY
    17.03.1994
    2612
    1.59
    37.0
    34.0
    DUMMY
    18.03.1994
    2952
    1.60
    43.0
    38.0
    DUMMY
    22.03.1994
    2952
    1.60
    31.0
    29.0
    DUMMY
    23.03.1994
    3096
    1.60
    34.0
    26.0
    DUMMY
    24.03.1994
    3108
    1.60
    29.0
    25.0
    DUMMY
    25.03.1994
    3189
    1.60
    31.0
    24.0
    DUMMY
    28.03.1994
    3265
    1.60
    29.0
    26.0
    DUMMY
    29.03.1994
    3375
    1.60
    27.0
    26.0
    DUMMY
    30.03.1994
    3375
    1.60
    33.0
    19.0
    DUMMY
    05.04.1994
    3375
    1.60
    33.0
    19.0
    DUMMY
    05.04.1994
    3375
    1.60
    22.0
    21.0
    DUMMY
    05.04.1994
    3375
    1.60
    22.0
    21.0
    DUMMY
    05.04.1994

  • 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
    0.23