Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/4-9 S

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.
    34/4-9 S
    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.
    34/4-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8420-67 IDP 835-SG 8420-67 IDP 819.
    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.
    865-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.
    08.01.1997
    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.
    15.02.1997
    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.
    15.02.1999
    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.
    03.01.2012
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    334.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3440.0
    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).
    3388.3
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    29.6
    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° 30' 44.75'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 10' 18.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6820309.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455922.81
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2931
  • Brønnhistorie

    General
    Well 34/4-9 S was drilled on the northern part of the Western Central Fault Block (WCFB) on the Snorre Field in the northern North Sea. This is an appraisal well and the main objectives were to contribute to the technical basis for Snorre North PDO and to reduce the uncertainties in reservoir quality. The reservoir level in this part of Snorre is the Late Triassic Lunde Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 34/4-9 S was spudded with the semi-submersible installation Scarabeo 5 on 8 January 1997 and drilled to TD at 3440 m (3388 m TVD) in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled vertical down to 2700 m, from where it built angle up to 24.9 deg at TD with maximum 29.6 deg at 3370 m. The well was drilled with spud mud down to 1235 m, with KCl mud from 1235 m to 1866 m, and with Ancovert oil based mud from 1866 m to TD.
    Top of the reservoir ( L01) was encountered at 2512.5 m, 12.5 m deeper than prognosed. The conventional core indicated oil down to 2621.5 m (2596 m TVD MSL) (oil stained sandstones), and the interpretation of pressure gradients (MDT data) indicate an OWC at 2619 m (2594 m TVD MSL). However, the wire line logs indicate high water saturation in the sandstone from 2616.5 - 2622 m (2590.5 - 2597 m TVD MSL) with deepest oil down to 2608 m (2583m TVD MSL). The oil-water contact is therefore set to 2616 m (2590 m TVD MSL).
    Three cores were cut consecutively over a 209 m long section from 2515 m to 2724 m in the upper part of the Lunde formation with a total recovery of 99.7 %. The core-to-log shifts were -0.61 m for core 1, -1.11 m for core 2, and -0.36 m for core 3. A 2 3/4 gal fluid sample was obtained at 2583 m. Laboratory measurements indicated that the fluid sample was contaminated by 18-22% base oil.
    The well was permanently abandoned on 15 February 1997 as an oil appraisal well.
    Testing
    No drill stem test was performed.
  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet

    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2515.0
    2597.5
    [m ]
    2
    2598.0
    2658.8
    [m ]
    3
    2659.0
    2723.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    207.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Kjernebilder

    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2515-2520m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2535m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2540m
    2515-2520m
    2520-2525m
    2525-2530m
    2530-2535m
    2535-2540m
    Kjerne bilde med dybde: 2540-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2555m
    Kjerne bilde med dybde: 2555-2560m
    Kjerne bilde med dybde: 2560-2565m
    2540-2545m
    2545-2550m
    2550-2555m
    2555-2560m
    2560-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2575m
    Kjerne bilde med dybde: 2575-2580m
    Kjerne bilde med dybde: 2580-2585m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2590m
    2565-2570m
    2570-2575m
    2575-2580m
    2580-2585m
    2585-2590m
    Kjerne bilde med dybde: 2590-2595m
    Kjerne bilde med dybde: 2595-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2598-2603m
    Kjerne bilde med dybde: 2603-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2608-2613m
    2590-2595m
    2595-2597m
    2598-2603m
    2603-2608m
    2608-2613m
    Kjerne bilde med dybde: 2613-2618m
    Kjerne bilde med dybde: 2618-2623m
    Kjerne bilde med dybde: 2623-2628m
    Kjerne bilde med dybde: 2628-2633m
    Kjerne bilde med dybde: 2633-2638m
    2613-2618m
    2618-2623m
    2623-2628m
    2628-2633m
    2633-2638m
    Kjerne bilde med dybde: 2638-2643m
    Kjerne bilde med dybde: 2643-2648m
    Kjerne bilde med dybde: 2648-2653m
    Kjerne bilde med dybde: 2653-2658m
    Kjerne bilde med dybde: 2658-2659m
    2638-2643m
    2643-2648m
    2648-2653m
    2653-2658m
    2658-2659m
    Kjerne bilde med dybde: 2659-2664m
    Kjerne bilde med dybde: 2664-2669m
    Kjerne bilde med dybde: 2664-2669m
    Kjerne bilde med dybde: 2669-2674m
    Kjerne bilde med dybde: 2674-2679m
    2659-2664m
    2664-2669m
    2664-2669m
    2669-2674m
    2674-2679m
    Kjerne bilde med dybde: 2679-2684m
    Kjerne bilde med dybde: 2684-2689m
    Kjerne bilde med dybde: 2689-2694m
    Kjerne bilde med dybde: 2694-2699m
    Kjerne bilde med dybde: 2699-2704m
    2679-2684m
    2684-2689m
    2689-2694m
    2694-2699m
    2699-2704m
    Kjerne bilde med dybde: 2704-2709m
    Kjerne bilde med dybde: 2709-2714m
    Kjerne bilde med dybde: 2714-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2723m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2704-2709m
    2709-2714m
    2714-2719m
    2719-2723m
  • Litostratigrafi

    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    359
    1680
    1680
    1720
    1850
    2474
    2474
    2495
    2513
    2513
  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.90
    pdf
    12.75
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL GR
    2070
    2449
    ACL GR
    2449
    3523
    COREGUN
    2895
    3149
    DIFL ACL ZDL CN GR SP CHT
    330
    1271
    DISFL ACL SP GR CAL CHT
    1344
    2466
    DLL MLL ACL ZDL CN GR SP
    2487
    3274
    DLL MLL CAL GR SP CHT
    1862
    3509
    FMT GR
    2921
    3190
    FMT GR
    2926
    0
    FMT GR
    2926
    2973
    FMT GR CHT
    2921
    3290
    FMT GR CHT
    2931
    3486
    HEXDIP GR
    2449
    3506
    MWD - GR RES DIR
    330
    3530
    VSP
    480
    2440
    VSP
    1360
    3520
    ZDL CNC GR CHT
    2449
    3531
  • 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
    397.0
    36
    411.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    507.0
    26
    514.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    520.0
    9 7/8
    520.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1228.0
    17 1/2
    1235.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1858.0
    12 1/4
    1866.0
    2.21
    LOT
    OPEN HOLE
    3440.0
    8 1/2
    3440.0
    0.00
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    520
    1.12
    8.0
    29.0
    spud mud
    1235
    1.19
    21.0
    23.0
    spud mud
    1866
    1.48
    29.0
    36.0
    KCL mud
    2013
    1.48
    29.0
    33.0
    oil based
    2500
    1.60
    38.0
    19.0
    oil based
  • 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