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

34/4-7

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.
    34/4-7
    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
    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.
    34/4-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8420 - 084 SP. 595
    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.
    535-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    85
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.02.1987
    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.
    12.05.1987
    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.
    12.05.1989
    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.
    APPRAISAL
    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.
    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 TRIASSIC
    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.
    LUNDE 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.
    354.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2950.0
    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).
    2950.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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° 31' 9.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 15' 15.45'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6821032.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    460326.58
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    943

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/4-7 was drilled in the north-eastern margin of the Snorre Field. The Late Triassic - Early Jurassic reservoirs of the Snorre Field are made up of a complete series of rotated fault blocks dipping between 5 and 12 degrees towards west and northwest. The primary purpose of the well was to assess the upper part of the Lunde Formation. The well was located to provide data on the reservoir quality of both oil and water bearing parts of upper Lunde, and to investigate potential changes in porosity and permeability across the oil/water contact. Further objectives were to verify a revised velocity model for the 34/4 part of the Snorre Field and reduce structural uncertainty.
    Operations and results
    Wildcat well 34/4-7 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 17 February 1987 and drilled to TD at 2950 m in the Late Triassic Lunde Formation. Drilling proceeded without significant problems. The 26" section was drilled first as a 17 1/2" pilot hole down to 915 m as a precaution against shallow gas, then opened up to 26" with an underreamer. The well was drilled with seawater and bentonite down to 470 m, with gel mud from 470 m to 915 m, with gypsum/polymer mud from 915 m to 2407 m, and with KCl mud from 2407 m to TD.
    Apart from the Pliocene Utsira Formation at 1062 m and some minor sandy intervals in Middle Oligocene to Late Miocene, the upper section down to Triassic consists mainly of claystones. No Jurassic sediments were encountered in the well. The Triassic Lunde Formation was encountered at 2502 m, 35 m deeper than expected and is composed of sandstones with minor siltstones in the upper part. From 2736 m the Lunde Formation consists of interbedded sandstone, claystone and limestone and from about 2872 m to TD the lithology is mainly sandstones with minor claystone and limestone. Hydrocarbons were encountered in the section belonging to the upper member of the Lunde Formation, from 2502 m down to an OWC, defined from FMT pressure gradients and PLT logging during DST, at 2586 m. The cores from the oil bearing part reservoir shows light brown oil stain with good odour, strong bright yellow fluorescence, instant blue white cut and pale yellow residue upon evaporation. Below 2586 m both shows and cut become poorer, and from 2610 m there were no shows.
    Apart from in the reservoir as described above traces of shows were seen first at 2080 m in silty/sandy laminas of the Shetland Group. These are described as yellow fluorescence with slowly to very slowly streaming white yellow cut. From 2270 m the shows are slightly decreasing to a dull yellow fluorescence with very slow streaming light yellow cut, occasionally no cut.
    Ten cores were cut in the Lunde Formation in the interval 2506 - 2711.5 m with a total recovery of 199.4 m. Segregated FMT samples were taken at 2509 m, 2581.5 m, 2584.4 m, and at 2592.5 m. The sample from 2509 m was sent to the laboratory for PVT analyses. It contained ca 2 l oil and 1.1 l of mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 12 May 1987 as an oil appraisal
    Testing
    Two production tests were performed in the upper member of the Lunde Formation.
    Test No 1 was carried out from the intervals 2579 - 2587 m and 2590 - 2596 m, straddling the oil/water contact. The main flow produced 190 Sm3 oil and 215 m3 water/day through a 7.9 mm choke. The GOR was 105 Sm3/Sm3, the dead oil density was 0.833 g/cm3 and the gas gravity was 0.81 (air = 1). A Production Logging Test (PLT)-flow followed. The PLT flow confirmed the OWC at exactly 2586 m. The temperature recorded by the Production Logging tool was 99.4 deg C, close to the maximum 99.6 deg C measured in the preceding more unstable clean-up flow. After the PLT flow an injection test was performed as the final part of Test No 1.
    Test No 2 was carried out from the intervals 2506 - 2512.5 m, 2517 - 2529 m, 2532.5 - 2535.5 m, 2544 - 2550.5, and 2560 - 2566 m in the oil zone. The well produced oil without water continuously for 18 days. During the last 17 days the test produced initially 1550 Sm3/day declining to a fairly constant rate around 1390 Sm3/day through a 14.3 mm choke. The GOR stabilised at 85 Sm3/Sm3 while the temperature stabilized at 96.9 deg C. The dead oil density was 0.835 g/cm3 and the gas gravity was 0.73 (air = 1). The wellhead pressure dropped from 184 to 161 bar through the test.
    The down-hole test temperatures are significantly higher than the wire line temperatures from similar depths. The bottom hole temperature at final TD in the well are based on the temperature gradient given by the DST temperatures.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    2950.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2506.0
    2511.0
    [m ]
    2
    2512.0
    2531.2
    [m ]
    3
    2536.0
    2563.5
    [m ]
    4
    2563.5
    2591.3
    [m ]
    5
    2591.3
    2603.0
    [m ]
    6
    2619.3
    2647.0
    [m ]
    7
    2647.0
    2656.5
    [m ]
    8
    2656.5
    2675.0
    [m ]
    9
    2675.0
    2692.7
    [m ]
    10
    2693.0
    2711.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    183.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    DST1
    2579.00
    2596.00
    02.04.1987 - 04:00
    YES
    DST
    DST2
    2506.00
    2566.00
    19.04.1987 - 16:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.79
    pdf
    2.14

  • 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
    0.42
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.83
    pdf
    10.00

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2596
    2579
    7.9
    2.0
    2506
    2566
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    13.000
    38.000
    99
    2.0
    96
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    190
    19950
    0.833
    0.870
    105
    2.0
    1378
    118000
    0.835
    0.730
    85

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    640
    1872
    CDL CNL GR
    1872
    2647
    CDL CNL GR
    2472
    2940
    CDL GR
    902
    1863
    COREGUN
    918
    1867
    COREGUN
    1984
    2925
    DIFL LSBHC GR
    902
    1882
    DIFL LSBHC GR
    1872
    2939
    DIPLOG
    1872
    2941
    DLL MLL GR
    2450
    2646
    FMT HP
    2509
    2632
    FMT HP
    2509
    2874
    MWD
    0
    915
    MWD
    915
    1887
    MWD
    1887
    2950
    VELOCITY
    907
    2926

  • 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
    465.0
    36
    470.0
    1.16
    LOT
    SURF.COND.
    20
    902.0
    26
    915.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1872.0
    17 1/2
    2145.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2921.0
    12 1/4
    2950.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    422
    1.06
    WATER BASED
    18.02.1987
    470
    1.06
    WATER BASED
    20.02.1987
    470
    1.06
    WATER BASED
    23.02.1987
    680
    1.12
    4.0
    12.0
    WATER BASED
    23.02.1987
    915
    1.14
    4.0
    12.5
    WATER BASED
    23.02.1987
    915
    1.14
    7.0
    16.3
    WATER BASED
    23.02.1987
    915
    1.16
    6.0
    14.9
    WATER BASED
    24.02.1987
    915
    1.03
    WATER BASED
    27.02.1987
    1113
    1.16
    20.0
    10.6
    WATER BASED
    27.02.1987
    1480
    1.20
    20.0
    10.1
    WATER BASED
    02.03.1987
    1644
    1.30
    25.0
    11.1
    WATER BASED
    02.03.1987
    1863
    1.47
    21.0
    8.2
    WATER BASED
    05.03.1987
    1887
    1.47
    21.0
    7.2
    WATER BASED
    05.03.1987
    1887
    1.47
    24.0
    9.6
    WATER BASED
    05.03.1987
    1887
    1.47
    24.0
    10.6
    WATER BASED
    05.03.1987
    2145
    1.58
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    10.03.1987
    2298
    1.68
    26.0
    11.5
    WATER BASED
    10.03.1987
    2407
    1.70
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    10.03.1987
    2471
    1.70
    23.0
    7.7
    WATER BASED
    10.03.1987
    2513
    1.70
    23.0
    8.7
    WATER BASED
    10.03.1987
    2563
    1.70
    26.0
    8.7
    WATER BASED
    12.03.1987
    2591
    1.70
    24.0
    7.7
    WATER BASED
    12.03.1987
    2647
    1.70
    25.0
    8.7
    WATER BASED
    13.03.1987
    2647
    1.70
    27.0
    8.2
    WATER BASED
    23.03.1987
    2647
    1.70
    25.0
    8.7
    WATER BASED
    23.03.1987
    2675
    1.70
    25.0
    8.2
    WATER BASED
    23.03.1987
    2712
    1.70
    25.0
    8.2
    WATER BASED
    23.03.1987
    2792
    1.70
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    23.03.1987
    2869
    1.70
    13.0
    4.4
    WATER BASED
    27.03.1987
    2869
    1.70
    14.0
    4.4
    WATER BASED
    27.03.1987
    2869
    1.70
    12.0
    5.3
    WATER BASED
    31.03.1987
    2869
    1.03
    WATER BASED
    13.04.1987
    2869
    1.70
    20.0
    4.8
    WATER BASED
    27.03.1987
    2950
    1.70
    22.0
    4.4
    WATER BASED
    27.03.1987
    2950
    1.70
    25.0
    8.2
    WATER BASED
    23.03.1987
    2950
    1.70
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    2950
    1.70
    23.0
    6.3
    WATER BASED
    23.03.1987
    2950
    1.70
    24.0
    6.8
    WATER BASED
    23.03.1987
    2950
    1.70
    22.0
    4.4
    WATER BASED
    24.03.1987

  • 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
    0.22