Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-2

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.
    34/7-2
    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.
    34/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8231 - 106 SP. 287
    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.
    424-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    39
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.09.1984
    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.
    10.10.1984
    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.
    10.10.1986
    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.
    26.10.2009
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    245.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2475.0
    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).
    2475.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    92
    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° 17' 57.16'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 9' 40.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6796565.81
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455067.40
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    233

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-2 was drilled just north of the Tordis Øst discovery in the northern North Sea. The main objectives were to test for hydrocarbons in the Jurassic Statfjord Formation and in the Triassic Lunde Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-2 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 2 September 1984 and drilled to TD at 2475 m in the Late Triassic Lunde Formation. A total of 83 hours rig time was NPT due to repairs resulting from a failed RIH with the 26" bit after underreaming to 816 m, and a leak in the acoustic system discovered after setting the 9 5/8" casing at 2031 m. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 848 m, with KCl/polymer mud from 848 m to 2042 m, and with lignosulfonate mud from 2042 m to TD. No shallow gas was encountered.
    Except for the sandy Utsira Formation and two sandstone units in the Hordaland Group (in the order of 40 - 50 m each) the well proved mainly claystones down to the Statfjord Formation at 2152 m. At BCU (2085 m) there was a major hiatus from Pliensbachian to Campanian. The Lunde Formation was encountered at 2271 m. The gross thickness of the Statfjord in this well is 119 m with 43.5 m of net sand. The well drilled some 204 m into the Lunde Formation, which in the upper part proved a siltstone sequence with minor sandstone and claystone, while the lowermost 117 m proved a sequence of sandstones alternating with claystones. Of this sequence some 41.3 m could be considered as net. No live hydrocarbons were encountered by the well. Residual oil was found in base Amundsen - top Statfjord Formations, however, cores showed low porosity and essentially no net sand. Extraction data from geochemical analyses also indicate migrated hydrocarbons in the Shetland Group.
    Three cores totalling 28.8 m (recovered 22 m, 76% recovery) were cut across the stratigraphic border zone between Amundsen Formation (Dunlin Group) and Upper Statfjord Formation. The FMT tool was run to acquire pressure data and one FMT fluid sample was taken at 2110.5 m. It recovered only mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 10 October 1984 as a dry well.
    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]
    420.00
    2475.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2147.3
    2160.2
    [m ]
    2
    2161.6
    2164.0
    [m ]
    3
    2168.6
    2175.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    22.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2147-2153m
    Kjerne bilde med dybde: 2153-2158m
    Kjerne bilde med dybde: 2159-2160m
    Kjerne bilde med dybde: 2161-2164m
    Kjerne bilde med dybde: 2168-2174m
    2147-2153m
    2153-2158m
    2159-2160m
    2161-2164m
    2168-2174m
    Kjerne bilde med dybde: 2174-2175m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2174-2175m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1048.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1084.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1138.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1157.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1192.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1227.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1287.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1336.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1426.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1480.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1595.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1615.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1745.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1784.0
    [m]
    DC
    RRI
    1814.0
    [m]
    DC
    RRI
    1844.0
    [m]
    DC
    RRI
    1863.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1874.0
    [m]
    DC
    RRI
    1887.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1905.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1919.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1953.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1967.0
    [m]
    DC
    RRI
    1979.0
    [m]
    DC
    RRI
    1998.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2010.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2025.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2039.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2054.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2069.0
    [m]
    DC
    RRI
    2077.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2083.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2084.0
    [m]
    DC
    RRI
    2099.0
    [m]
    DC
    RRI
    2114.0
    [m]
    DC
    RRI
    2127.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2129.0
    [m]
    DC
    RRI
    2143.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2144.0
    [m]
    DC
    RRI
    2148.7
    [m]
    C
    RRI
    2154.9
    [m]
    C
    RRI
    2162.8
    [m]
    C
    RRI
    2168.3
    [m]
    SWC
    RRI
    2189.0
    [m]
    DC
    RRI
    2193.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2204.0
    [m]
    DC
    RRI
    2208.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33
    pdf
    4.85

  • 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
    0.21
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.04

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    2120
    2472
    CALI
    394
    850
    CALI
    848
    1524
    CALI
    848
    1539
    CALI
    1550
    2040
    CALI
    1553
    2041
    CDL CNL GR
    2032
    2468
    CDL DNL GR
    2120
    2468
    CDL GR
    484
    1559
    CDL GR
    1550
    2038
    COREGUN
    415
    845
    COREGUN
    865
    1557
    COREGUN
    1560
    2025
    COREGUN
    1720
    2470
    DIFL BHC GR
    394
    860
    DIFL BHC GR
    848
    1565
    DIFL BHC GR
    1550
    2041
    DIFL BHC GR
    2032
    2176
    DIFL BHC GR
    2032
    2473
    DIPLOG
    2032
    2471
    DL LMLL GR
    2120
    2473
    FMT
    2138
    2458
    FMT
    2152
    2171
    GR
    0
    397
    SL
    2032
    2463
    VELOCITY
    272
    2473

  • 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
    394.0
    36
    684.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    848.0
    26
    861.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1549.0
    17 1/2
    1570.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2031.0
    12 1/4
    2042.0
    1.88
    LOT
    OPEN HOLE
    2475.0
    8 1/2
    2475.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    330
    1.05
    100.0
    20.0
    WATER BASED
    03.09.1984
    397
    1.05
    100.0
    20.0
    WATER BASED
    06.09.1984
    412
    1.05
    100.0
    20.0
    WATER BASED
    06.09.1984
    684
    1.10
    100.0
    20.0
    WATER BASED
    06.09.1984
    861
    1.13
    15.0
    25.0
    WATER BASED
    10.09.1984
    861
    1.16
    15.0
    30.0
    WATER BASED
    12.09.1984
    861
    1.16
    10.0
    41.0
    WATER BASED
    10.09.1984
    861
    1.16
    15.0
    30.0
    WATER BASED
    12.09.1984
    861
    1.16
    10.0
    41.0
    WATER BASED
    10.09.1984
    1565
    1.37
    41.0
    21.0
    WATER BASED
    17.09.1984
    1565
    1.22
    16.0
    21.0
    WATER BASED
    16.09.1984
    1565
    1.37
    41.0
    21.0
    WATER BASED
    17.09.1984
    1570
    1.44
    42.0
    24.0
    WATER BASED
    20.09.1984
    1766
    1.50
    46.0
    20.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    2025
    1.59
    46.0
    20.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    2042
    1.59
    47.0
    16.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    2042
    1.59
    47.0
    16.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    2042
    1.59
    50.0
    20.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    2148
    1.80
    55.0
    12.0
    WATER BASED
    29.09.1984
    2169
    1.80
    55.0
    18.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    2177
    1.80
    55.0
    17.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    2242
    1.72
    50.0
    14.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    2313
    1.71
    50.0
    16.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    2410
    1.71
    50.0
    16.0
    WATER BASED
    03.10.1984
    2475
    1.71
    45.0
    15.0
    WATER BASED
    03.10.1984
    2475
    1.71
    44.0
    14.0
    WATER BASED
    04.10.1984
    2475
    1.71
    45.0
    12.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    2475
    1.71
    51.0
    13.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    2475
    1.71
    44.0
    14.0
    WATER BASED
    04.10.1984
    2475
    1.71
    51.0
    13.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    2475
    1.71
    45.0
    12.0
    WATER BASED
    07.10.1984

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4512.80
    [m ]
    4514.70
    [m ]
    4516.35
    [m ]
    4518.90
    [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