Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-16 R

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.
    34/7-16 R
    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.
    SUSPENDED
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    34/7-16
    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.
    640-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.09.1990
    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.
    15.10.1990
    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.
    15.10.1992
    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
    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.
    MIDDLE 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.
    ETIVE FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    RANNOCH FM
    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.
    286.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2980.0
    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).
    2978.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    106
    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° 23' 13.06'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 6' 59.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6806371.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    452792.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1677

  • Brønnhistorie
    <
    General
    Well 34/7-16 R is a re-entry of well 34/7-16, which was suspended due to time schedule for the rig. The well is located between the Statfjord and Snorre Fields on Tampen Spur in the Northern North Sea. The purpose of the re-entry was to test the hydrocarbon-bearing Brent Group reservoir and also to drill through and test the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Well 34/7-16 was re-entered (34/7-16 R) on 4 September 1990 by the semi-submersible rig Treasure Saga and drilled through the Statfjord formation to TD at 2980 m, 35 m into the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled with KCl mud.
    Both the Statfjord formation and the Lunde Formation proved to be water bearing. The Statfjord Formation (2821 - 2945 m) had an estimated average log porosity of 21.7% and a net to gross ratio of 0.56.
    The well suspended on 15 October 1990 as an oil appraisal.
    Testing
    Three DST tests were performed in well 34/7-16 R.
    DST 1 tested the interval 2821 - 2837 m in the Statfjord Formation. The test was mainly designed to get representative samples of Statfjord Formation water. The initial pressure and temperature at the top perforation was 406 bar and 102 deg C. Clean water with very little gas was produced. The gas gravity was 0.64 (air = 1). It was not possible to maintain stable flowing conditions due to plugging at the choke manifold, but a flow-rate of 1450 m3/day at a wellhead pressure of 105 bar was measured at the end of the 12 hrs flow period.
    DST 2 tested a four metres zone from 2454 - 2458 m in the Rannoch Formation. The main objective was to evaluate the lateral extension of the two calcite cemented layers (2451 - 2453 and 2459 - 2461 m). The initial pressure and temperature at the top perforation was 366 bar and 90 deg C. Oil with a GOR of 55 Sm3/Sm3 was produced. The gas gravity was 0.75 (air = 1) and the CO2 content was 0.27%. After a clean-up period, the well was flowed for 26 hours followed by a 25 hours build-up. At the end of the flow, the measured flow rate was 950 Sm3/day through an 11.1 mm choke at a wellhead pressure of 132 bar.
    DST 3 tested the interval 2401 - 2414 m in the Etive Formation in order to investigate reservoir heterogeneities. The initial pressure and temperature at the top perforation was 362 bar and 89 deg C. Oil with a GOR of 47 Sm3/Sm3 was produced. The gas gravity was 0.71 (air = 1) and the CO2 content was 0.28%. After a clean-up period, the well was flowed for 25 hours followed by a 24 hours build-up period. At the end of the flow, the measured flow rate was 1310 Sm3/day through a 12.7 mm choke at a wellhead pressure of 159 bar.

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST2
    2454.00
    2458.00
    OIL
    30.09.1990 - 09:25
    YES

  • 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
    LINER
    7
    2976.0
    8 1/2
    2980.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2454
    2458
    111.0
    2.0
    2401
    2414
    12.7
    3.0
    2821
    2837
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    13.200
    36.600
    90
    2.0
    15.900
    36.200
    89
    3.0
    102
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    950
    52250
    0.860
    0.710
    55
    2.0
    1310
    62040
    0.860
    0.710
    47
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1900
    2684
    CDL CNL GR
    2684
    2977
    DIFL ACL GR
    2684
    2977
    DIPLOG
    2686
    2978
    FMT
    2832
    2943
    MWD - GR RES DIR TEMP
    2701
    2980
    VELOCITY
    850
    3000

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29
    pdf
    5.75

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.67

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    362
    1.55
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    07.09.1990
    2400
    1.68
    16.0
    22.0
    DUMMY
    30.06.1994
    2400
    1.68
    17.0
    22.0
    DUMMY
    01.07.1994
    2400
    1.45
    20.0
    13.0
    DUMMY
    04.07.1994
    2400
    1.68
    27.0
    23.0
    DUMMY
    04.07.1994
    2400
    1.53
    17.0
    17.0
    DUMMY
    04.07.1994
    2686
    1.65
    37.0
    14.0
    WATER BASED
    14.09.1990
    2686
    1.65
    34.0
    13.0
    WATER BASED
    18.09.1990
    2686
    1.65
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2686
    1.67
    29.0
    15.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    2686
    1.65
    39.0
    18.0
    WATER BASED
    18.09.1990
    2686
    1.65
    39.0
    20.0
    WATER BASED
    18.09.1990
    2686
    1.65
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    21.09.1990
    2686
    1.65
    39.0
    18.0
    WATER BASED
    21.09.1990
    2686
    1.65
    39.0
    20.0
    WATER BASED
    21.09.1990
    2686
    1.65
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    2686
    1.65
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    2686
    1.65
    42.0
    22.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    2686
    1.65
    33.0
    18.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    2686
    1.65
    33.0
    18.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    2686
    1.65
    36.0
    21.0
    WATER BASED
    28.09.1990
    2686
    1.65
    36.0
    19.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    2686
    1.65
    36.0
    21.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    2686
    1.65
    36.0
    21.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    2686
    1.65
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    03.10.1990
    2686
    1.65
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    2686
    1.65
    28.0
    16.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    2686
    1.65
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2686
    1.65
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2686
    1.65
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    10.10.1990
    2686
    1.65
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    11.10.1990
    2686
    1.65
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    11.10.1990
    2686
    1.67
    WATER BASED
    16.10.1990
    2686
    1.67
    WATER BASED
    16.10.1990
    2686
    1.65
    26.0
    20.0
    WATER BASED
    16.10.1990
    2885
    1.65
    54.0
    14.0
    WATER BASED
    14.09.1990
    2885
    1.65
    54.0
    14.0
    WATER BASED
    13.09.1990