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

34/7-25 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.
    34/7-25 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.
    34/7-25
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CTM 94-INLINE 1052 & CROSSLINE 1389
    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.
    852-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.07.1996
    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.
    14.09.1996
    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.
    14.09.1998
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    187.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3235.0
    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).
    2596.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    52.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    94
    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° 15' 9.24'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 8' 41.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6791381.74
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454110.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2863

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-25 S is located near the southern extension of the Tordis field and North of the Gullfaks field in the Tampen area in the Northern North Sea. The main objective of the well was to test the presence of sand and hydrocarbon in a Late Jurassic prospect (the Southern Triangle Upper Jurassic (STUJ) prospect). The STUJ prospect was defined between Base Cretaceous Unconformity (BCU) and a Base Draupne reflector. Secondary objectives were to obtain pressure measurements in the Brent Group, test presence of sand and hydrocarbons in the Cretaceous and in the Paleocene and prove migration route.
    Operations and results
    Well 34/7-25 S was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 31 July 1996 and drilled to TD at 3235 m (2596 m TVD) in the Early Jurassic Drake Formation. No significant problems occurred during operations. The well was drilled with spud mud down to 1271 m and with oil based mud (Anco Vert) from 1271 m to TD. No shallow gas was encountered.
    Well 34/7-25 S penetrated several sands in the interval from 1250 m to 1700 m within the Hordaland Group. Weak shows were described in the interval 2275 to 2295 m in the Lista Formation. The shows had no odour and no stain in the description, due to oil based mud. The Cretaceous section had only traces of thin sandstone beds in the Shetland Group. The well successfully encountered 27.5 m TVD oil bearing sandstones belonging to the Draupne Formation, with top at 2791 m (2193 m TVD). No OWC was proven. The uppermost 2 m was cemented and had the same log response as the limestone of the Cromer Knoll Group. The next 21 m (2195 - 2216 TVD) showed excellent reservoir properties with porosity around 30% and permeability between 6 and 7 Darcy. This upper massive sandstone was bioturbated and showed a coarsening up character. The lower part of the Draupne Formation comprised sandstones interbedded with more silty parts. This part of the formation had a very high gamma response due to a high content of uranium isotopes. The sand beds in this section had oil shows but petrophysical interpretation concluded that it had no HC saturation. The top Heather Formation was penetrated at 2822 m (2220.5 m TVD). Between the sandy Draupne Formation and the shaly Heather Formation there was an unconformity of Callovian - Volgian age. Pressure measurements in the Late Jurassic showed communication with the Tordis field.
    Two cores were cut at 2805 to 2860.2 m within the Viking Group with close to 100 % overall recovery. No wire line fluid samples were taken since the main zone was going to be tested.
    The well was permanently abandoned on 14 September 1996 as an oil discovery.
    Testing
    The interval 2791 - 2816 m (2193.0 - 2214.6 m TVD) in the Intra Draupne Formation sand was perforated and tested. After the clean-up flow and build-up the well was opened for the 48 hour main flow period. The final flow rate was 1045 Sm3 oil and 102200 Sm3 gas/day through a 15.9 mm choke at a wellhead pressure of 124 bar and a GOR of 94 Sm3/m3 at separator conditions. The oil density was 0.844 g/cm3, and the gas gravity was 0.72 (air = 1). The maximum bottom hole temperature in the test was measured to 82 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    3235.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2805.0
    2831.5
    [m ]
    2
    2832.0
    2860.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    54.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2805-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2810-2815m
    Kjerne bilde med dybde: 2815-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2820-2825m
    Kjerne bilde med dybde: 2825-2830m
    2805-2810m
    2810-2815m
    2815-2810m
    2820-2825m
    2825-2830m
    Kjerne bilde med dybde: 2830-2831m
    Kjerne bilde med dybde: 2832-2837m
    Kjerne bilde med dybde: 2837-2842m
    Kjerne bilde med dybde: 2842-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2852m
    2830-2831m
    2832-2837m
    2837-2842m
    2842-2847m
    2847-2852m
    Kjerne bilde med dybde: 2852-2857m
    Kjerne bilde med dybde: 2857-2860m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2852-2857m
    2857-2860m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2961.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2985.0
    [m]
    DC
    RRI
    2988.0
    [m]
    DC
    RRI
    2997.0
    [m]
    DC
    RRI
    3006.0
    [m]
    DC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    RRI
    3024.0
    [m]
    DC
    RRI
    3033.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.0
    [m]
    DC
    RRI
    3051.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3069.0
    [m]
    DC
    RRI
    3078.0
    [m]
    DC
    RRI
    3087.0
    [m]
    DC
    RRI
    3097.0
    [m]
    DC
    RRI
    3105.0
    [m]
    DC
    RRI
    3114.0
    [m]
    DC
    RRI
    3123.0
    [m]
    DC
    RRI
    3132.0
    [m]
    DC
    RRI
    3141.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3159.0
    [m]
    DC
    RRI
    3168.0
    [m]
    DC
    RRI
    3177.0
    [m]
    DC
    RRI
    3186.0
    [m]
    DC
    RRI
    3195.0
    [m]
    DC
    RRI
    3204.0
    [m]
    DC
    RRI
    3222.0
    [m]
    DC
    RRI
    3228.0
    [m]
    DC
    RRI
    3235.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21
    pdf
    1.45
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    26.82

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2817
    2791
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    30.000
    82
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1039
    101920
    0.840
    0.730
    98

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIPL DAC ZDL GR TTRM
    350
    1235
    DIPL MAC DSL TTRM
    2232
    3235
    FMT QDYNE GR TTRM
    2232
    3235
    HEXDIP GR TTRM
    2232
    3235
    MRIL ZDL CNC GR TTRM
    2232
    3235
    MWD DPR - DIR GR RES
    258
    3235
    PVFT QDYNE GR TTRM
    2232
    3235
    SWC
    2805
    2832
    SWC
    2832
    2860
    VELOCITY
    1265
    3155

  • 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
    258.0
    36
    260.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    393.0
    26
    394.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1253.0
    17 1/2
    1255.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2232.0
    12 1/4
    2233.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3235.0
    8 1/2
    3235.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    363
    1.25
    SPUD MUD
    1088
    1.22
    20.0
    KCL MUD
    1380
    1.39
    21.0
    PSEUDO OIL BASE
    1380
    1.25
    24.0
    KCL MUD
    1384
    1.39
    20.0
    PSEUDO OIL BASE
    4103
    1.48
    33.0
    PSEUDO OIL BASE
    4193
    1.50
    33.0
    PSEUDO OIL BASE
    4690
    1.54
    36.0
    PSEUDO OIL BASE

  • 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