Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-18

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.
    34/7-18
    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
    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
    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.
    34/7-18
    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.
    690-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.07.1991
    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.
    17.09.1991
    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.
    17.09.1993
    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
    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.
    YES
    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.
    PALEOCENE
    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.
    LISTA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    242.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2443.0
    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).
    2443.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    83
    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.
    EARLY 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° 19' 10.75'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 6' 40.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6798878.30
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    452410.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1819

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-18 is located on the Vigdis Field on Tampen Spur in the Northern North Sea. It was designed to drill and test a Jurassic Prospect (Segment IV of the C Plus structure), between the Snorre and Tordis Fields. The well was drilled in a high position on a gently dipping structure where the top of the Brent Group is eroded. The primary objective was to test the presence, reservoir quality and fluid contacts in the prospect. A secondary objective was to test the pressure regimes in the Jurassic sequence, including possible depletion associated with pressure communication, previously identified in the nearby Tordis Field. A boulder bed was expected at 303 m, and shallow gas could occur at 394 m and 546 m.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-18 was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 20 July 1991 and drilled to TD at 2443 m in the Early Jurassic Drake Formation. Problems with retrieving core no 2 led to 4 days lost while fishing. During plug and abandon the cut and pull tool twisted off and 9 x 8" DC and 7 x 5" HWDP was left on seabed. Three days were lost while clearing the seabed and cutting the casing and retrieving the well head, which was eventually retrieved using explosives. Shallow gas was encountered in the pilot hole and a boulder bed was indicated from drilling parameters at 342 m. The well was drilled with spud mud down to 1115 m, and with KCl mud from 1115 m to TD.
    In the Nordland and Hordaland Groups, the well penetrated mainly claystones with relatively minor sandstone intervals. A Paleocene oil discovery was made, and two cores were cut in the Lista Formation, Rogaland Group. These were cut in the interval 1774 -1782 m, of which 6.3 m were recovered. RFT pressure measurements and fluid sampling, the latter without success, were carried out in addition to a drill stem test.
    The top of the Brent Group reservoir was penetrated at 2284 m which was 20 m shallower than prognosed. The Jurassic section comprised an eroded Middle Jurassic Brent Group and the Early Jurassic Dunlin Group. A total of 3 cores were cut in the Brent Group between 2285 and 2306 m, with a recovery of 20.5 m. The upper part of a sandstone interpreted to be a Ness Formation sandstone (2284 - 2290 m) had traces of oil with a calculated oil saturation up to 25% in the best zones. No oil gradient and hence no OWC could be established from the pressure gradient analysis. Small amounts (40 - 300 ml) of oil were recovered in RFT samples from 2284.5 and 2284.6 m.
    Apart from the zones with live oil minor shows were recorded in sand layers in the interval 1375 to 1585 m in the Hordaland Group and in siltstone laminae in the interval 2120 to 2250 m in the Shetland Group. No shows were recorded below 2288.5 m.
    The pressure gradient of the Brent Group showed the same depletion as observed in well 34/7-17A, indicating pressure communication in the Lower Brent between the Tordis Field, well 34/7-17A and well 34/7-18.
    The well was permanently abandoned on 17 September 19921 as a minor oil discovery.
    Testing
    One DST test was performed in the interval 1770 - 1783.5 m in an intra-Lista Formation Sandstone. The maximum oil rate was 130 Sm3/day. Due to sand and clay plugging, flow was sluggish and reliable rates were not obtained. The well test summary reports 46 Sm3oil/day as a reference rate, measured during the main flow through a 7.9 mm choke. A gas rate of ca 9000 Sm3 /day was measured at the same time. Maximum down hole temperature measured in the test was 60.9 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1120.00
    2441.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    1775.0
    1780.3
    [m ]
    3
    2285.0
    2287.7
    [m ]
    4
    2286.0
    2289.8
    [m ]
    5
    2290.0
    2306.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1775-1780m
    Kjerne bilde med dybde: 1780-1780m
    Kjerne bilde med dybde: 2285-2286m
    Kjerne bilde med dybde: 2286-2289m
    Kjerne bilde med dybde: 2290-2295m
    1775-1780m
    1780-1780m
    2285-2286m
    2286-2289m
    2290-2295m
    Kjerne bilde med dybde: 2295-2300m
    Kjerne bilde med dybde: 2300-2305m
    Kjerne bilde med dybde: 2305-2306m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2295-2300m
    2300-2305m
    2305-2306m

  • 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
    361.0
    36
    361.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1099.0
    26
    1115.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1709.0
    17 1/2
    1770.0
    1.75
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1889.0
    12 1/4
    2443.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1770
    1784
    8.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    6.000
    25.000
    61
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    46
    0.890

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    825
    1706
    CBL VDL GR
    1400
    1861
    DLL MSFL LSS LDL GR AMS
    1099
    1681
    DLL MSFL LSS LDL SNL GR AMS
    1681
    2427
    FMS GR AMS
    1706
    2429
    MWD CDR - GR RES DIR TEMP
    361
    2443
    RFT
    1780
    2355
    SHDT GR AMS
    1098
    1685
    VELOCITY
    840
    2420

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.34
    pdf
    2.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.96

  • 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
    0.55
    pdf
    0.15

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    361
    1.05
    WATER BASED
    23.07.1991
    386
    1.05
    WATER BASED
    23.07.1991
    1115
    1.30
    34.0
    26.0
    WATER BASED
    30.07.1991
    1115
    1.05
    WATER BASED
    24.07.1991
    1115
    1.05
    WATER BASED
    25.07.1991
    1115
    1.20
    WATER BASED
    26.07.1991
    1115
    1.20
    WATER BASED
    29.07.1991
    1115
    1.30
    WATER BASED
    30.07.1991
    1121
    1.30
    23.0
    17.0
    WATER BASED
    30.07.1991
    1359
    1.36
    28.0
    19.0
    WATER BASED
    31.07.1991
    1404
    1.47
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    01.08.1991
    1409
    1.45
    28.0
    20.0
    WATER BASED
    02.08.1991
    1423
    1.30
    28.0
    21.0
    WATER BASED
    05.08.1991
    1611
    1.30
    28.0
    26.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    1681
    1.35
    30.0
    25.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    1681
    1.35
    31.0
    26.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    1730
    1.40
    35.0
    25.0
    WATER BASED
    08.08.1991
    1730
    1.44
    31.0
    23.0
    WATER BASED
    09.08.1991
    1730
    1.44
    21.0
    23.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    1730
    1.44
    30.0
    22.0
    WATER BASED
    13.08.1991
    1730
    1.45
    31.0
    22.0
    WATER BASED
    13.08.1991
    1730
    1.44
    21.0
    23.0
    WATER BASED
    13.08.1991
    1770
    1.44
    29.0
    24.0
    WATER BASED
    08.08.1991
    1775
    1.50
    29.0
    17.0
    WATER BASED
    14.08.1991
    1775
    1.51
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    15.08.1991
    1782
    1.50
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    16.08.1991
    1782
    1.51
    29.0
    19.0
    WATER BASED
    19.08.1991
    1782
    1.50
    21.0
    18.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    1782
    1.51
    23.0
    19.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    1879
    1.56
    24.0
    21.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    2110
    1.62
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    21.08.1991
    2179
    1.65
    31.0
    21.0
    WATER BASED
    22.08.1991
    2233
    1.65
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    2237
    1.65
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    04.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    30.0
    WATER BASED
    04.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    30.0
    WATER BASED
    04.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    30.0
    WATER BASED
    06.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    30.0
    WATER BASED
    06.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    30.0
    WATER BASED
    09.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    27.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    27.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    30.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    27.0
    WATER BASED
    11.09.1991
    2237
    1.55
    24.0
    17.0
    WATER BASED
    04.09.1991
    2237
    1.55
    26.0
    27.0
    WATER BASED
    12.09.1991
    2237
    1.54
    27.0
    25.0
    WATER BASED
    13.09.1991
    2285
    1.65
    29.0
    17.0
    WATER BASED
    23.08.1991
    2286
    1.65
    29.0
    16.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    2286
    1.65
    30.0
    20.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    2286
    1.65
    37.0
    24.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    2286
    1.65
    37.0
    24.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    2286
    1.65
    37.0
    24.0
    WATER BASED
    29.08.1991
    2286
    1.65
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    23.08.1991
    2286
    1.65
    32.0
    18.0
    WATER BASED
    29.08.1991