Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/4-3

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.
    34/4-3
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/4-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8020 - 409 SP 580
    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.
    306-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    166
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.10.1981
    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.
    30.03.1982
    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.
    30.03.1984
    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.
    01.07.2004
    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.
    DRY
    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.
    366.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4460.0
    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).
    4457.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    127
    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° 36' 32.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 7' 34.42'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6831114.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    453647.63
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    423

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 34/4-3 is located in the Marulk Basin north-northwest of the Snorre Field. It was drilled as the third well on the Gamma Structure and had a wedge structure between the Base Cretaceous Unconformity and the Late Jurassic Unconformity as primary target. Secondary objectives were to penetrate the Brent Equivalent and the Statfjord formation. The well is located on the downthrown side of a NE-SW trending major fault, and the sealing nature of this fault was critical for a closure of the reservoir.
    Operations and results
    Wildcat well 34/4-3 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 16 October 1981 after waiting on location for two weeks due to bad weather. The 26" section was drilled with a 21 1/4" BOP installed but after pulling the riser and the BOP a 26" bit was run in the hole since the underreamer did not perform. Drilling of the 17 1/2" section was delayed by nearly two weeks due to the 18 3/4" BOP not meeting requirements. During drilling of the 12 1/4" section electrical problems on the draw works as well as mud pump breakdowns and high pressures was experienced. Drilling the 8 1/2" section included 4 core runs, killing a water/methane kick at 3555 m, changing leaking seals on riser and two intermediate log runs. TD was reached at 4460 m in Late Triassic sediments. The well was drilled with seawater/bentonite/gel down to 516 m, with gel/gypsum from 512 m to 1019 m, with gypsum/polymer from 1019 m to 2209 m, and with lignosulfonate mud from 2209 m to TD.
    A methane gas/water kick occurred at 3550 m when the first Late Jurassic sandstone stringer was entered, giving 21 % total gas. A more continuous Late Jurassic sand was drilled into at 3565 m. Two cores (18 m) were cut in this 27 m thick sandstone sequence. The cores consist of shallow marine laminated shale/silt/sandstone. The sandstone is grey, very fine to fine grained with average porosity 10%, permeability maximum 40 mD and water bearing.
    A second Late Jurassic sandstone was drilled through between 3704 -3788 m. The sandstone is white, fine to coarse grained, poor sorted and poor porosity, no shows. Minor shows are reported from the Late Jurassic and the basal part of the Cretaceous, occurring from 3524 to 3716 m. Sandstones of core 1 and the limestone in Cromer Knoll Group generally have no stain, but a very weak to weak, whitish yellow to yellowish white fluorescence, yielding no cut to a whitish - milky, very slow streaming cut; and no to slight odour.
    The Brent Formation sand was encountered at 3987 m. Two sand sequences, 53 m and 68 m thick separated with 20 m shale, were drilled through. Core No. 3 was cut from the upper part. The sandstone was grey to white, very fine to fine grained, well sorted with calcite and illite cement. Average porosity was 15.6%, with permeability up to 5.8 mD. The Statfjord Formation was penetrated from 4353 m. One core (core No. 4) was cut. The sandstone was light grey to medium grey, very fine to very coarse grained, poor sorted, kaolinitic and with calcite cement. Average porosity was 9.7%, permeability up to 9.6 mD. Thesandstone was water bearing. No fluid samples were taken on wire line. The well was permanently abandoned as a dry well on 30 March 1982.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    520.00
    4460.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3567.0
    3576.2
    [m ]
    2
    3576.2
    3584.7
    [m ]
    3
    3990.9
    4006.8
    [m ]
    4
    4358.0
    4365.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    41.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3574-3576m
    Kjerne bilde med dybde: 3577-3582m
    Kjerne bilde med dybde: 3583-3584m
    Kjerne bilde med dybde: 3991-3996m
    3568-3573m
    3574-3576m
    3577-3582m
    3583-3584m
    3991-3996m
    Kjerne bilde med dybde: 4003-4006m
    Kjerne bilde med dybde: 4359-4364m
    Kjerne bilde med dybde: 4365-4366m
    Kjerne bilde med dybde: 3996-4002m
    Kjerne bilde med dybde:  
    4003-4006m
    4359-4364m
    4365-4366m
    3996-4002m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    540.0
    [m]
    DC
    RRI
    830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3479.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3491.0
    [m]
    DC
    RRI
    3507.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3528.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3530.0
    [m]
    DC
    RRI
    3535.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3541.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3576.4
    [m]
    SWC
    RRI
    3608.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3624.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3665.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3700.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3761.0
    [m]
    DC
    RRI
    3768.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3794.0
    [m]
    DC
    RRI
    3800.0
    [m]
    DC
    RRI
    3807.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3828.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3830.0
    [m]
    DC
    RRI
    3852.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3854.0
    [m]
    DC
    RRI
    3890.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3924.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3962.0
    [m]
    DC
    RRI
    3974.8
    [m]
    C
    RRI
    4004.1
    [m]
    C
    RRI
    4022.3
    [m]
    C
    RRI
    4052.6
    [m]
    C
    RRI
    4055.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4073.8
    [m]
    C
    RRI
    4094.1
    [m]
    C
    RRI
    4103.0
    [m]
    DC
    RRI
    4223.0
    [m]
    DC
    RRI
    4345.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4358.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4408.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4433.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.77

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    6.18
    pdf
    0.84
    pdf
    2.45
    pdf
    0.37
    pdf
    2.45
    pdf
    0.37
    pdf
    0.12
    pdf
    0.43

  • 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
    0.18
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.16

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1770
    2365
    CST
    3407
    4455
    DLL MSFL GR
    3960
    4460
    FDC CNL GR
    1006
    2209
    FDC CNL GR
    2193
    3412
    FDC CNL GR
    3684
    4460
    FDC CNT GR
    3390
    3684
    GR
    366
    516
    HDT
    3390
    4413
    ISF BHC GR
    516
    1017
    ISF BHC GR
    1006
    2208
    ISF BHC GR
    2193
    3407
    ISF BHC GR
    3390
    3682
    ISF BHC NGT GR
    3390
    4459
    RFT
    3390
    4413
    VSP
    725
    4459

  • 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
    516.0
    36
    516.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1006.0
    26
    1019.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2197.0
    17 1/2
    2209.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3388.0
    12 1/4
    3406.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    4460.0
    8 1/2
    4460.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    555
    1.10
    water based
    990
    1.10
    water based
    1420
    1.18
    water based
    2080
    1.28
    water based
    2340
    1.32
    water based
    2800
    1.34
    water based
    3300
    1.26
    water based
    3570
    1.48
    water based
    3880
    1.51
    water based
    4300
    1.56
    water based

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4358.80
    [m ]
    4359.60
    [m ]
    4365.30
    [m ]
    4364.06
    [m ]
    4358.07
    [m ]
    3990.00
    [m ]
    4365.00
    [m ]
    3998.10
    [m ]
    4359.00
    [m ]
    4006.50
    [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
    0.23