Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-26 A

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.
    34/7-26 A
    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.
    RE-CLASS TO TEST
    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.
    34/7-26
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CTM 94R95 INLINE 1360 & X-LINE 1104
    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.
    925-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    21
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.02.1998
    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.
    26.02.1998
    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.
    26.02.2000
    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.
    04.06.2008
    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.
    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.
    NO
    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.
    201.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4290.0
    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).
    2573.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    63
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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° 16' 29.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 7' 11.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6793878.10
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    452810.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3329

  • Brønnhistorie
    Appraisal well 34/7-26 A was drilled as a sidetrack from well 34/7-26 S in the in the "H-central" prospect in the Tampen area in the Northern North Sea. The H-Central is located between the Gullfaks and the Vigdis Fields. The well had two primary objectives. Firstly, to perform an optimum data collection programme in the Top Intra Draupne sandstone, and possible deeper Intra Draupne sandstone and also in possible base Cretaceous sandstone. Secondly, to perform a long term production test if the well was to encounter at least 20 m with Top Intra Draupne Formation sand. The two previous wells with this objective, 34/7-26 S and re-entry 34/7-26 SR, did not penetrate prognosed Top Intra Draupne sandstone in a position that fulfilled the test criteria.
    Operations and results
    Well 34/7-26A was kicked off from below 13 3/8" casing shoe in well 34/7-26 S, on 6 January 1998. The well was entered through slot J-3 on Tordis Extension Template and drilled deviated with the semi-submersible installation Scarabeo 5 to TD at 4290 m (2573 m TVD) in Late Jurassic sediments of the Heather Formation. Some problems were encountered getting the wire line tools to TD during final log runs, otherwise operations went without significant problems. The well bore was drilled all through to TD with a pseudo oil based mud (Ancotec with Novamul).
    The Top Cromer Knoll Group was penetrated at 4115 m (2429 m TVD) and consisted of the Rødby Formation down to 4123 m, and the Mime Formation from 4123 m to 4129 m (2436 - 2441 m TVD). There were no sandstones in the Cromer Knoll Group.
    The main reservoir interval, the Top Intra Draupne sandstone, came in at 4129 m (2441.1 m TVD) with a thickness of 50 m TVD. The underlying Draupne Formation shale was 20 m TVD thick. The top Intra Draupne Formation reservoir in well 34/7-26 A consisted of coarsening-upwards sandstones, which mostly were structureless, parallel bedded, and less frequent, graded bedded. The upper four meters consisted of medium to coarse grained sands, which were structureless. The lower part of the reservoir was more bioturbated than the upper part. The net-to-gross was 93%, the average porosity 28%, the average permeability 1320 mD, and the average water saturation 7%. In addition to the Top Intra Draupne Formation sandstone, a second Intra Draupne Formation sandstone was encountered at 4204 m (2502 m TVD). This sandstone was 1.6 m thick TVD, and the bottom half was completely tight (carbonate cemented). Faint parallel lamination could be distinguished in the base, otherwise it was structureless. The sandstone was medium grained. The upper part had a net-to-gross of 62%, 29% porosity, 750 mD in permeability (from core), and 19% water saturation.
    No oil water contact was encountered in the well. The deepest oil down-to was observed at 4206 m (2504 m TVD). No shows were observed above or below the Intra Draupne Formation sands. Pressure point measurements in the reservoir section show depletion caused by production from the Tordis field.
    Coring commenced at a depth of 4104 m, circa 20 m MD above estimated Base Cretaceous depth. Four continuous cores were taken to a depth of 4216 m. Two MDT fluid samples were taken. The first was taken in the Top Intra Draupne Formation sand at a depth of 4153 m, and the other in the second Intra Draupne Formation sand at a depth of 4205 m. Laboratory measurements indicated the fluid samples were contaminated by base oil from the mud.
    After two drill stem tests the well was re-classified to development well 34/7-J-3 H for a long term test to the Gullfaks C platform.
    Testing
    Two drill stem tests were conducted in 34/7-26 A.
    DST 1 tested the interval 4203.5 - 4207.5 m (2502.0 - 2405.3 m TVD) in the deepest Intra Draupne Formation Sand. It flowed 31560 Sm3 gas and 346 Sm3 oil on a 20/64" choke in the main flow. The GOR was 91 Sm3/Sm3. The maximum recorded temperature, measured during maximum flow, was 89.6 deg C.
    DST 2 tested the intervals 4161.5-4179.5 m (2467.7-2482.4 m TVD) plus 4140.0-4149.0 m (2450.1-2457.4 m TVD) in the top Intra Draupne Formation Sand. It flowed 99664 Sm3 gas and 1361 Sm3 oil on a 44/64" choke in the main flow. The GOR was 73 Sm3/Sm3. The maximum recorded temperature was 88.4 deg C.
    h

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1400.00
    4289.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kommentarer
    Kjerneintervall 4104 - 4144 er ikke tilgjengelig hos OD
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4104.0
    4130.7
    [m ]
    2
    4132.0
    4153.6
    [m ]
    3
    4153.5
    4178.4
    [m ]
    4
    4179.0
    4216.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    110.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4104-4109m
    Kjerne bilde med dybde: 4109-4114m
    Kjerne bilde med dybde: 4114-4119m
    Kjerne bilde med dybde: 4119-4124m
    Kjerne bilde med dybde: 4124-4129m
    4104-4109m
    4109-4114m
    4114-4119m
    4119-4124m
    4124-4129m
    Kjerne bilde med dybde: 4129-4130m
    Kjerne bilde med dybde: 4132-4137m
    Kjerne bilde med dybde: 4137-4142m
    Kjerne bilde med dybde: 4142-4147m
    Kjerne bilde med dybde: 4147-4152m
    4129-4130m
    4132-4137m
    4137-4142m
    4142-4147m
    4147-4152m
    Kjerne bilde med dybde: 4152-4153m
    Kjerne bilde med dybde: 4153-4158m
    Kjerne bilde med dybde: 4158-4163m
    Kjerne bilde med dybde: 4163-4168m
    Kjerne bilde med dybde: 4168-4173m
    4152-4153m
    4153-4158m
    4158-4163m
    4163-4168m
    4168-4173m
    Kjerne bilde med dybde: 4173-4178m
    Kjerne bilde med dybde: 4178-4179m
    Kjerne bilde med dybde: 4179-4184m
    Kjerne bilde med dybde: 4184-4189m
    Kjerne bilde med dybde: 4189-4194m
    4173-4178m
    4178-4179m
    4179-4184m
    4184-4189m
    4189-4194m
    Kjerne bilde med dybde: 4194-4199m
    Kjerne bilde med dybde: 4199-4204m
    Kjerne bilde med dybde: 4204-4209m
    Kjerne bilde med dybde: 4209-4214m
    Kjerne bilde med dybde: 4214-4216m
    4194-4199m
    4199-4204m
    4204-4209m
    4209-4214m
    4214-4216m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4132.5
    [m]
    C
    BIOSTRAT
    4134.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    4135.7
    [m]
    C
    BIOSTR
    4138.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    4140.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    4142.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    4143.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    4143.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    4144.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    4146.4
    [m]
    C
    BIOSTR
    4146.9
    [m]
    C
    BIOSTR

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.47
    pdf
    5.06

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    25.60

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4204
    4208
    17.5
    2.0
    4140
    4180
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    14.000
    30.000
    89
    2.0
    88
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1361
    2.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT H PEX GR
    3746
    4289
    MDT CMR GR
    4124
    4206
    MWD - GR RES DIR
    1384
    3750
    MWD - GR RES DIR
    3750
    4290
    RIGS
    1370
    3663
    UBI DSI NGT
    3746
    4281
    VELOCITY
    1523
    4229

  • 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
    INTERM.
    13 3/8
    1371.0
    17 1/2
    1373.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3746.0
    12 1/4
    3750.0
    1.68
    LOT
    LINER
    5 1/2
    4286.0
    8 1/2
    4290.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1396
    1.39
    21.0
    PSEUDO OIL BASE
    1708
    1.39
    26.0
    PSEUDO OIL BASE
    3071
    1.45
    32.0
    PSEUDO OIL BASE
    3750
    1.49
    33.0
    PSEUDO OIL BASE
    4104
    1.58
    31.0
    PSEUDO OIL BASE
    4130
    1.58
    29.0
    PSEUDO OIL BASE
    4205
    1.50
    BRINE
    4205
    1.55
    32.0
    PSEUDO OIL BASE
    4290
    1.62
    35.0
    PSEUDO OIL BASE

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4154.40
    [m ]
    4159.90
    [m ]
    4167.28
    [m ]
    4173.50
    [m ]
    4179.80
    [m ]
    4188.94
    [m ]
    4207.20
    [m ]
    4207.87
    [m ]
    4219.58
    [m ]
    4148.70
    [m ]

  • 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
    0.21