Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/4-8

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.
    34/4-8
    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.
    34/4-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8420-RE: ROW 455 & COLUMN 825
    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.
    790-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    31
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.05.1994
    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.
    21.06.1994
    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.
    21.06.1996
    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.
    31.10.2003
    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
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    363.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3110.0
    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).
    3108.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.9
    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.
    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° 35' 4.02'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 10' 9.73'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6828333.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455901.06
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1908

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/4-8 is located on the "Beta Terrace", a down faulted terrace northwest of the Snorre Block in the central part of the block. The main objective of well 34/4-8 was to test the presence of hydrocarbons and the reservoir quality of the Statfjord Formation on the Beta Terrace. The well should also test the presence of hydrocarbons in the Lunde Formation, improve depth conversion and seismic tie for the pre-Cretaceous levels in this previously undrilled structural element, and give indications on further prospectivity north-westwards in block 34/4.
    Operations and results
    Wildcat well 34/4-8 was spudded with the semi-submersible installation "Vildkat Explorer" on 22 May 1994 and drilled to TD at 3110 m in the Triassic Lunde Formation. Since possible shallow gas levels had been predicted, a 9 7/8" pilot hole was first drilled. No shallow gas was found. The well was drilled with spud mud and gel down to 1460 me and with KCl mud with a glycol additive from 1460 m to TD.
    The Nordland and Hordaland Groups were mainly silty claystones except for the sandy Utsira Formation, which came in at 1123 m. The Nordland and Hordaland Groups had a very high content of drilling gas (average 2-3%), but no signs of gas were seen on the logs. The Rogaland Group was penetrated at 1690 m, and consists of the Balder and Sele Formations. The Balder Formation was dominated by tuff interbedded with claystone. The Sele Formation consisted of silty claystones with traces of limestones. At 1838 m the Shetland Group was penetrated. The Shetland Group consisted predominantly of silty clay stone with some limestones and thin sandstone beds. The Cromer Knoll Group had marl as the main lithology. The marl was interbedded with silty claystones and sandstones. The Dunlin Group consisted of claystone interbedded with marl and minor sandstone beds. The Statfjord Formation was penetrated at 2799 m and consisted of sandstones alternating with shale/claystones. The Hegre Group proved to be generally alternating sandstones and claystones.
    Weak hydrocarbon shows were seen in the cuttings from 2210 m to 2490 m in the Shetland Group. The shows were seen in the sandstones and in the sandy parts of the claystones. There were bright yellow fluorescence, slow streaming moderate weak cut and yellow white residuum upon evaporation. No shows were seen in the sidewall cores. No hydrocarbons were found neither in the Statfjord nor the Lunde Formations. The only core attempted was in the Statfjord Formation but it jammed off and gave no recovery. No fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned as a dry well on 21 June 1994.
    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]
    510.00
    3110.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1000.0
    [m]
    DC
    1020.0
    [m]
    DC
    1040.0
    [m]
    DC
    1060.0
    [m]
    DC
    1080.0
    [m]
    DC
    1100.0
    [m]
    DC
    1120.0
    [m]
    DC
    1140.0
    [m]
    DC
    1160.0
    [m]
    DC
    1180.0
    [m]
    DC
    1200.0
    [m]
    DC
    1220.0
    [m]
    DC
    1240.0
    [m]
    DC
    1260.0
    [m]
    DC
    1280.0
    [m]
    DC
    1310.0
    [m]
    DC
    1320.0
    [m]
    DC
    1340.0
    [m]
    DC
    1360.0
    [m]
    DC
    1380.0
    [m]
    DC
    1400.0
    [m]
    DC
    1420.0
    [m]
    DC
    1440.0
    [m]
    DC
    1460.0
    [m]
    DC
    1480.0
    [m]
    DC
    1500.0
    [m]
    DC
    1520.0
    [m]
    DC
    1540.0
    [m]
    DC
    1560.0
    [m]
    DC
    1580.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    1640.0
    [m]
    DC
    1660.0
    [m]
    DC
    1680.0
    [m]
    DC
    1700.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    DC
    1740.0
    [m]
    DC
    1760.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    1820.0
    [m]
    DC
    1840.0
    [m]
    DC
    1860.0
    [m]
    DC
    1880.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    1920.0
    [m]
    DC
    1940.0
    [m]
    DC
    1960.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    2000.0
    [m]
    DC
    2020.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    2060.0
    [m]
    DC
    2080.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    2120.0
    [m]
    DC
    2140.0
    [m]
    DC
    2160.0
    [m]
    DC
    2420.0
    [m]
    DC
    2440.0
    [m]
    DC
    2460.0
    [m]
    DC
    2480.0
    [m]
    DC
    2500.0
    [m]
    DC
    2520.0
    [m]
    DC
    2540.0
    [m]
    DC
    2560.0
    [m]
    DC
    2580.0
    [m]
    DC
    2600.0
    [m]
    DC
    2620.0
    [m]
    DC
    2640.0
    [m]
    DC
    2665.0
    [m]
    DC
    2675.0
    [m]
    DC
    2685.0
    [m]
    DC
    2693.0
    [m]
    DC
    2700.0
    [m]
    DC
    2710.0
    [m]
    DC
    2720.0
    [m]
    DC
    2730.0
    [m]
    DC
    2740.0
    [m]
    DC
    2745.0
    [m]
    DC
    2755.0
    [m]
    DC
    2765.0
    [m]
    DC
    2774.0
    [m]
    DC
    2783.0
    [m]
    DC
    2792.0
    [m]
    DC
    2801.0
    [m]
    DC
    2919.0
    [m]
    DC
    2936.0
    [m]
    DC
    2945.0
    [m]
    DC
    2954.0
    [m]
    DC
    2963.0
    [m]
    DC
    2972.0
    [m]
    DC
    2981.0
    [m]
    DC
    2990.0
    [m]
    DC
    2999.0
    [m]
    DC
    3008.0
    [m]
    DC
    3017.0
    [m]
    DC
    3026.0
    [m]
    DC
    3035.0
    [m]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.32

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.91

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.36

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DPIL MAC ZDL CN DSL TTRM
    2650
    3108
    DPIL MAC ZDL GR TTRM
    1334
    2692
    FMT GR CHT
    2801
    3080
    HDIP GR
    2681
    3108
    MWD - DIR GR IND RES
    0
    499
    MWD - DIR GR IND RES
    1460
    2693
    MWD - DIR GR IND RES
    2693
    3108
    MWD - GR DPRS DIR
    499
    1460
    SWC GR
    1548
    2572
    SWC GR
    2681
    3108
    VSP
    2681
    3108

  • 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
    498.0
    36
    500.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1445.0
    17 1/2
    1465.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2681.0
    12 1/2
    2693.0
    1.86
    LOT
    OPEN HOLE
    3110.0
    8 1/2
    3110.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    435
    1.51
    26.0
    DUMMY
    499
    1.12
    GEL MUD
    996
    1.17
    15.0
    GEL MUD
    1410
    1.17
    8.0
    GEL MUD
    1460
    1.26
    5.0
    GEL MUD
    2064
    1.59
    30.0
    DUMMY
    2179
    1.59
    27.0
    DUMMY
    2396
    1.59
    34.0
    DUMMY
    2485
    1.59
    29.0
    DUMMY
    2655
    1.59
    30.0
    DUMMY
    2693
    1.60
    32.0
    DUMMY
    2707
    1.60
    28.0
    DUMMY
    2791
    1.62
    27.0
    DUMMY
    2911
    1.62
    27.0
    DUMMY
    3110
    1.62
    23.0
    DUMMY

  • 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