Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-27

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.
    34/7-27
    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.
    34/7-27
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E86R97- INLINE 1334& X-LINE 10999
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    933-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    37
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.09.1998
    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.
    07.10.1998
    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.
    07.10.2000
    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.
    18.12.2002
    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.
    311.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3000.0
    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).
    3000.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.48
    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.
    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° 29' 32.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 0' 21'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6818184.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    447062.53
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3214

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-27 was drilled in the northwestern corner of block 34/7, north of the Sygna and Statfjord North fields. The project was a joint operation involving three licence groups, PL 089, PL 206, and PL 037.
    The prospect was the Nordis Nord prospect, which was located immediately to the north of, and in a down flank position from, the Sygna (Nordis) discovery made in wells 33/9-19 S&A (PL 037). The Nordis Nord prospect was defined as a combined structural and stratigraphic trap where the expected hydrocarbon phase was oil.
    The main purpose of well 34/7-27 was to test the lithology and presence of hydrocarbons within the sandstone formations of the Brent Group. A secondary purpose of the well was to test a target in the Upper Jurassic, Draupne Formation and obtain pressure measurements in the Upper Jurassic and Brent to identify hydrocarbon communication in the area.
    Operations and results
    The wildcat well 34/7-27 was drilled with the semi-submersible installation "Byford Dolphin". The well was spudded on 1 September 1998 but, following problems running the 30"; casing, was respudded on 3 September and the well reached TD on 29 September 1998 at 3000 m in the Early Jurassic Drake Formation. The well was drilled with seawater and viscous sweeps down to 905 m and with water based silicate mud ("Barasilc") from 915 m to TD. Sands were encountered in the prospective levels. The well penetrated a 153 m thick Brent Group sequence (2777 - 2930 m) with excellent reservoir properties in the Etive Formation, reaching 28.7 % porosity and 2100 mD in the upper part. The well encountered no hydrocarbons. All penetrated sequences proved to be water filled with no shows. One core was cut in the Draupne and uppermost Heather formation (2742 - 2759 m). No fluid sampling was attempted. Well 34/7-27 was plugged and abandoned as a dry well on 7 October 1998.
    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]
    920.00
    3000.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2742.0
    2756.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    14.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2742-2747m
    Kjerne bilde med dybde: 2747-2752m
    Kjerne bilde med dybde: 2752-2756m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2742-2747m
    2747-2752m
    2752-2756m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    980.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1060.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1100.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1140.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1180.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1220.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1260.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1955.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2040.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2060.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2180.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2220.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2240.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2320.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2742.0
    [m]
    C
    GEOCH
    2743.0
    [m]
    C
    GEOCH
    2744.8
    [m]
    C
    GEOCH
    2745.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2745.2
    [m]
    C
    GEOCH
    2746.6
    [m]
    C
    GEOCH
    2746.8
    [m]
    C
    GEOCH
    2747.0
    [m]
    C
    GEOCH
    2748.0
    [m]
    C
    GEOCH
    2748.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2749.9
    [m]
    C
    GEOCH
    2750.2
    [m]
    C
    GEOCH
    2751.0
    [m]
    C
    GEOCH
    2751.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2752.5
    [m]
    C
    GEOCH
    2754.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2754.9
    [m]
    C
    GEOCH
    2755.1
    [m]
    C
    GEOCH
    2756.0
    [m]
    C
    GEOCH
    2757.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2758.9
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2763.8
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2766.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2769.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2769.7
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2772.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2776.7
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2779.5
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2780.3
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2784.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2787.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2802.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2808.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2814.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2823.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2829.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2832.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2841.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2856.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2862.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2868.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2871.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2877.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2886.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2889.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2901.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2907.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2913.5
    [m]
    DC
    GEOCH
    2916.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2922.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2925.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2928.8
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2932.5
    [m]
    SWC
    GEOCH
    2940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2949.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2955.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2967.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2976.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2985.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2994.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3000.0
    [m]
    DC
    GEOCH

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.35

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    .pdf
    3.32
    .pdf
    4.27
    .pdf
    111.60

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI DSI HNGS
    2102
    2996
    HALS PEX
    2102
    2995
    MDT
    2749
    2918
    MSCT
    2732
    2951
    MWD - DIR GR EWR-P4
    2112
    3000
    MWD - DIR GR EWR-S PWD
    387
    2112
    VSP
    1630
    2880

  • 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
    384.0
    36
    385.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    905.0
    17 1/2
    905.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2102.0
    12 1/4
    2112.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3000.0
    8 1/2
    3000.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    380
    1.03
    SEAWATER
    387
    1.20
    SEAWATER
    475
    1.20
    SEAWATER
    600
    1.55
    29.0
    KCL/SILICATE
    915
    1.35
    12.0
    KCL/SILICATE
    1088
    1.36
    25.0
    KCL/SILICATE
    1553
    1.39
    16.0
    KCL/SILICATE
    1816
    1.41
    19.0
    KCL/SILICATE
    1997
    1.55
    28.0
    KCL/SILICATE
    2035
    1.45
    21.0
    KCL/SILICATE
    2112
    1.45
    20.0
    KCL/SILICATE
    2230
    1.50
    22.0
    KCL/SILICATE
    2364
    1.52
    23.0
    KCL/SILICATE
    2462
    1.54
    26.0
    KCL/SILICATE
    2470
    1.54
    24.0
    KCL/SILICATE
    2510
    1.55
    24.0
    KCL/SILICATE
    2742
    1.55
    25.0
    KCL/SILICATE
    2746
    1.55
    28.0
    KCL/SILICATE
    2759
    1.55
    27.0
    KCL/SILICATE
    3000
    1.56
    28.0
    KCL/SILICATE

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22