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

34/7-28

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.
    34/7-28
    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.
    34/7-28
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E86R97- INLINE 1208 & X-LINE 1107
    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.
    921-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.12.1997
    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.
    02.03.1998
    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.
    02.03.2000
    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
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    304.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3005.0
    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).
    3005.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 28' 7.55'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 5.61'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6815558.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    447682.94
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3282

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-28 is located in the Tampen area in the Northern North Sea. It was drilled on a prospect situated north east of the Statfjord Nord field and east of the Snorre field. The well tested the NW III prospect, which was defined as a stratigraphic trap with pinch out of the Draupne Formation. The sands in the Draupne Formation were expected to be erosional products from the Snorre block positioned in a north east direction of the well.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-28 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 30 December 1997. The well was initially drilled to a total depth of 1267 m in the 12 l/4" section where the decision was made to plug and abandon the well. The abandonment was due to concerns over the integrity of the 18 3/4" wellhead housing, which had suffered damage during BOP latching procedures. At this time a total of 24.9 days had been spent on the well. With the rig moved ca. 25 m NNE from the original location, well 34/7-28 was re-spudded on 24 January 1998 and drilled to TD at 3005 m in the Middle Jurassic Drake Formation. The final 34/7-28 well was drilled with sea water and bentonite hi-vis sweeps down to 1300 m, with silicate mud from 1300 m to 2165 m, and with KCl/glycol mud ("Aqaucol D" polypropylene glycols) from 2165 m to TD.
    Apart from the Utsira Formation only traces of sand was penetrated above top Jurassic. Sandstones were encountered in the prospective level of the Viking Group. The uppermost sand at 2666 m was a 3 m thick Intra Draupne Formation sandstone overlying 10 m of Heather Formation shale. The lower sand at 2679 m was a 16 m thick Intra Heather Formation sandstone, interpreted as a gravitation deposit. Both sandstones were penetrated at shallower depth than the oil-water contact in Statfjord Nord and both were water filled. An undifferentiated sequence of water filled Rannoch/Etive Formations sandstones was penetrated from 2805 to 2972 m. Pressure measurements showed that the sands in the Viking group were in communication, but they were not in communication with the sands in the Brent Group. From this it was concluded that the base seal was intact, and the fault to the south west was sealing. Weak shows were described in the core from the Intra Heather Formation sandstone, but subsequent geochemical analyses in the laboratory were not able to confirm this. This was the only indication of hydrocarbons in the well.
    Two cores were cut in the Intra Heather Formation sandstone and Heather Formation shale from 2668-2694 m and 2694-2726.5 m. The sands were massive and had good visible porosity. MDT pressure tests were carried out in the Viking Group and in the Brent Group. No fluid sampling was attempted.
    The well was permanently abandoned on 3 March 1998 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]
    1310.00
    2924.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2668.0
    2692.7
    [m ]
    2
    2694.0
    2725.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    55.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2668-2673m
    Kjerne bilde med dybde: 2673-2678m
    Kjerne bilde med dybde: 2678-2683m
    Kjerne bilde med dybde: 2683-2688m
    Kjerne bilde med dybde: 2688-2692m
    2668-2673m
    2673-2678m
    2678-2683m
    2683-2688m
    2688-2692m
    Kjerne bilde med dybde: 2694-2699m
    Kjerne bilde med dybde: 2699-2704m
    Kjerne bilde med dybde: 2704-2709m
    Kjerne bilde med dybde: 2709-2714m
    Kjerne bilde med dybde: 2714-2719m
    2694-2699m
    2699-2704m
    2704-2709m
    2709-2714m
    2714-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2724m
    Kjerne bilde med dybde: 2724-2725m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2719-2724m
    2724-2725m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1330.0
    [m]
    DC
    UOS
    1370.0
    [m]
    DC
    UOS
    1410.0
    [m]
    DC
    UOS
    1450.0
    [m]
    DC
    UOS
    1490.0
    [m]
    DC
    UOS
    1530.0
    [m]
    DC
    UOS
    1570.0
    [m]
    DC
    UOS
    1610.0
    [m]
    DC
    UOS
    1650.0
    [m]
    DC
    UOS
    1690.0
    [m]
    DC
    UOS
    1730.0
    [m]
    DC
    UOS
    1770.0
    [m]
    DC
    UOS
    1810.0
    [m]
    DC
    UOS
    1850.0
    [m]
    DC
    UOS
    1880.0
    [m]
    DC
    UOS
    1900.0
    [m]
    DC
    UOS
    1920.0
    [m]
    DC
    UOS
    1940.0
    [m]
    DC
    UOS
    1960.0
    [m]
    DC
    UOS
    1980.0
    [m]
    DC
    UOS
    2000.0
    [m]
    DC
    UOS
    2020.0
    [m]
    DC
    UOS
    2040.0
    [m]
    DC
    UOS
    2065.0
    [m]
    DC
    UOS
    2080.0
    [m]
    DC
    UOS
    2100.0
    [m]
    DC
    UOS
    2120.0
    [m]
    DC
    UOS
    2140.0
    [m]
    DC
    UOS
    2155.0
    [m]
    DC
    UOS
    2180.0
    [m]
    DC
    UOS
    2200.0
    [m]
    DC
    UOS
    2220.0
    [m]
    DC
    UOS
    2240.0
    [m]
    DC
    UOS
    2260.0
    [m]
    DC
    UOS
    2280.0
    [m]
    DC
    UOS
    2295.0
    [m]
    DC
    UOS
    2320.0
    [m]
    DC
    UOS
    2340.0
    [m]
    DC
    UOS
    2360.0
    [m]
    DC
    UOS
    2380.0
    [m]
    DC
    UOS
    2400.0
    [m]
    DC
    UOS
    2420.0
    [m]
    DC
    UOS
    2440.0
    [m]
    DC
    UOS
    2460.0
    [m]
    DC
    UOS
    2480.0
    [m]
    DC
    UOS
    2500.0
    [m]
    DC
    UOS
    2520.0
    [m]
    DC
    UOS
    2540.0
    [m]
    DC
    UOS
    2555.0
    [m]
    DC
    UOS
    2580.0
    [m]
    DC
    UOS
    2600.0
    [m]
    DC
    UOS
    2620.0
    [m]
    DC
    UOS
    2640.0
    [m]
    DC
    UOS
    2660.0
    [m]
    DC
    UOS
    2668.0
    [m]
    C
    NETW
    2669.0
    [m]
    C
    NETW
    2670.0
    [m]
    C
    NETW
    2671.0
    [m]
    C
    NETW
    2672.0
    [m]
    C
    NETW
    2673.0
    [m]
    C
    NETW
    2674.0
    [m]
    C
    NETW
    2675.0
    [m]
    C
    NETW
    2676.0
    [m]
    C
    NETW
    2677.0
    [m]
    C
    NETW
    2679.0
    [m]
    C
    NETW
    2680.0
    [m]
    C
    NETW
    2681.0
    [m]
    C
    NETW
    2684.0
    [m]
    C
    NETW
    2686.0
    [m]
    C
    NETW
    2687.0
    [m]
    C
    NETW
    2688.0
    [m]
    C
    NETW
    2690.0
    [m]
    C
    NETW
    2691.0
    [m]
    C
    NETW
    2692.0
    [m]
    C
    NETW
    2694.0
    [m]
    C
    NETW
    2695.0
    [m]
    C
    NETW
    2696.0
    [m]
    DC
    NETW
    2697.0
    [m]
    DC
    NETW
    2698.0
    [m]
    DC
    NETW
    2703.0
    [m]
    DC
    NETW
    2704.0
    [m]
    DC
    NETW
    2706.0
    [m]
    DC
    NETW
    2707.0
    [m]
    DC
    NETW
    2709.0
    [m]
    DC
    NETW
    2711.0
    [m]
    DC
    NETW
    2712.0
    [m]
    C
    NETW
    2713.0
    [m]
    C
    NETW
    2715.0
    [m]
    C
    NETW
    2716.0
    [m]
    C
    NETW
    2717.0
    [m]
    C
    NETW
    2718.0
    [m]
    C
    NETW
    2721.0
    [m]
    C
    NETW
    2722.0
    [m]
    C
    NETW
    2723.0
    [m]
    C
    NETW
    2724.0
    [m]
    C
    NETW
    2726.0
    [m]
    DC
    UOS
    2735.0
    [m]
    DC
    UOS
    2744.0
    [m]
    DC
    UOS
    2750.0
    [m]
    DC
    UOS
    2759.0
    [m]
    DC
    UOS
    2768.0
    [m]
    DC
    UOS
    2777.0
    [m]
    DC
    UOS
    2786.0
    [m]
    DC
    UOS
    2792.0
    [m]
    DC
    UOS
    2801.0
    [m]
    DC
    UOS
    2807.0
    [m]
    DC
    UOS
    2816.0
    [m]
    DC
    UOS
    2825.0
    [m]
    DC
    UOS
    2834.0
    [m]
    DC
    UOS
    2843.0
    [m]
    DC
    UOS
    2852.0
    [m]
    DC
    UOS
    2861.0
    [m]
    DC
    UOS
    2870.0
    [m]
    DC
    UOS
    2888.0
    [m]
    DC
    UOS
    2897.0
    [m]
    DC
    UOS
    2906.0
    [m]
    DC
    UOS
    2915.0
    [m]
    DC
    UOS
    2924.0
    [m]
    DC
    UOS
    2933.0
    [m]
    DC
    UOS
    2942.0
    [m]
    DC
    UOS
    2951.0
    [m]
    DC
    UOS
    2960.0
    [m]
    DC
    UOS
    2969.0
    [m]
    DC
    UOS
    2978.0
    [m]
    DC
    UOS
    2987.0
    [m]
    DC
    UOS
    2996.0
    [m]
    DC
    UOS
    3005.0
    [m]
    DC
    UOS

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.14
    pdf
    4.49

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    35.23

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2653
    3000
    FMI DSI NGT
    2154
    3005
    MDT GR
    2667
    2957
    MWD - DIR
    328
    379
    MWD - GR RES DIR
    379
    3005
    PEX HALS
    2154
    3005
    VSP
    1410
    3000

  • 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
    376.0
    36
    380.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1293.0
    17 1/2
    1295.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2154.0
    12 1/4
    2155.0
    1.78
    LOT
    OPEN HOLE
    3005.0
    8 1/2
    3005.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1300
    1.37
    13.0
    WATER BASED
    1964
    1.59
    18.0
    WATER BASED
    2165
    1.59
    21.0
    WATER BASED
    2425
    1.58
    34.0
    WATER BASED
    2692
    1.58
    32.0
    WATER BASED
    2711
    1.58
    29.0
    WATER BASED
    3005
    1.58
    WATER 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