34/7-29 SR

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/7-29 SR
  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.	P&A
  Pressemelding	lenke
  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	lenke
  Hovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.	NORTH SEA
  Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/7-29 S
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/7-29
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	089
  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.	923-L2
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	DEEPSEA BERGEN
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	28
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	18.02.1999
  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.	17.03.1999
  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.	17.03.2001
  Plugget og forlatt dato Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.	17.03.1999
  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.	11.04.2003
  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.	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).	23.0
  Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	250.0
  Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2926.0
  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).	2846.0
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	20.7
  Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	100
  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.	MIDDLE 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.	TARBERT FM
  Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
  NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	61° 21' 51.69'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 2' 23.37'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6803911.99
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	448662.75
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	3702

• Brønnhistorie

  General

  Exploration well 34/7-29 S was drilled in the west central part of block 34/7 on the H-North prospect. The H-North prospect was located SSE of the Vigdis field and NE of the Statfjord East field. The main objective of well 34/7-29 S was to test a northerly extension of the oil bearing Upper Jurassic Top Draupne Sands penetrated in wells 34/7-21, 21 A, 23 S & 23 A. The well was designed to test the presence of reservoir, hydrocarbons and pressure communication with the other H-Area segments. Reservoir presence was considered the primary risk. Seismic interpretation of the reservoir interval indicated communication with the H-West area, and pressure, sample and DST data were considered important to test this interpretation. In addition the well was to test for the presence of sands and possible hydrocarbons in the Middle and Lower Draupne Formation. Secondary objectives were to test the lithology and depositional model of the Palaeocene Lista Formation and tie the Top Brent seismic marker.

  Operations and results

  Exploration well 34/7-29 S was spudded with the semi-submersible installation "Transocean Leader" on 4 March 1998 and drilled and cored to TD at 2927 m (2848 m TVD RKB) in the 8 1/2" hole section 30 m into the Middle Jurassic Brent Group. A 7" liner was set and cemented. The well was drilled with Sea water and bentonite sweeps down to 1211 m and with "AQUACOL D" KCl / Glycol mud from 1211 m to 2558 m, and with "ANTISOL D" PAC mud from 2558 m to TD. Due to the presence of hydrocarbons and the requirement for the rig to go on contract for Norsk Hydro, the well was suspended on 14 April 1998 as an oil discovery. The semi-submersible drilling installation "Deepsea Bergen" re-entered well 34/7-29 S R on 22 February 1999 for testing.

  In the Nordland, Hordaland and Rogaland Groups the well penetrated mainly clay/claystones with some beds of sand. The Heimdal equivalent Member between 1928 -1999 m (1864 -1933 m TVD RKB) contained thick water wet sands. In the Shetland Group claystones and limestone beds were penetrated. The condensed Cromer Knoll Group consisted of marls, limestones and minor claystones. Core point was reached in the Cromer Knoll Group at 2701 m. The first core (2701 - 2718 m) penetrated the top of the Top intra Draupne Sand at 2705 m (2627 m TVD RKB) and contained oil bearing sands at the base. A second core was cut from 2718 to 2726 m from within the intra Draupne Sands and into the Draupne Shale. In total 17,7 m of sands were penetrated. MDT pressure samples acquired during logging indicated that the sands were all oil bearing and oil down to (ODT) of 2723 m (2622 m TVD MSL) was proved. No sands were penetrated within the Draupne Shale. Fluid samples proved the reservoir fluid to be undersaturated oil. The fluid samples were taken during the MDT run, using the Pump-Out module in combination with the Optical Fluid Analyser to limit contamination of mud filtrate. All fluid samples were taken at 2706.5 m. The quality of the samples and analyses was assumed to be good, because no significant differences were observed between the experimental results. Well 34/7-29 S R was permanently abandoned as an oil discovery on 17 March 1999.

  Testing

  One zone in the intra Draupne Sandstone was tested, from 2704 - 2716 m. After clean-up pressure build-up period of 6.2 hours, the well was opened on a 6,4 mm (16/64") adjustable choke, for the main flow, through the heater. The choke size was increased in steps to 17,5 mm (44/64") fixed choke in about 1.5 hours. The flow was directed through the separator 0.75 hours after the well was opened. The main flow had a duration of 72 hours during which the oil rate decreased gradually from 920 Sm3/d to 875 m3/d. The wellhead pressure decreased from 84.0 bars to 80.6 bars during the same period. Final gas rate was 120000 m3/day, giving a GOR of 137 m3/m3. The oil density was 0.842 g/cm3. Bottom hole sampling after flowing was cancelled.

• Borestrengtester (DST)

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
  1.0	2704	2716	17.5

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
  1.0	8.150			94

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
  1.0	863	119520	0.842		138

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  273	NORDLAND GP
  1075	UTSIRA FM
  1082	HORDALAND GP
  1282	NO FORMAL NAME
  1334	NO FORMAL NAME
  1397	NO FORMAL NAME
  1446	NO FORMAL NAME
  1747	ROGALAND GP
  1747	BALDER FM
  1813	LISTA FM
  1927	NO FORMAL NAME
  1998	SHETLAND GP
  1998	JORSALFARE FM
  2259	KYRRE FM
  2692	CROMER KNOLL GP
  2692	RØDBY FM
  2700	MIME FM
  2705	VIKING GP
  2705	INTRA DRAUPNE FM SS
  2722	DRAUPNE FM
  2773	HEATHER FM
  2893	BRENT GP
  2893	TARBERT FM

• Geokjemisk informasjon

  Geokjemisk informasjon

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3702_1	pdf	1.81
  3702_2	pdf	1.96
  3702_3	pdf	0.21

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3702_34_7_29_SR_COMPLETION_REPORT	.pdf	35.13