Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
09.05.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

3/5-2

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.
    3/5-2
    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.
    3/5-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Sp145 line 77-10
    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.
    Norwegian Gulf Exploration Company AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    199-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.06.1978
    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.
    20.08.1978
    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.
    20.08.1980
    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.
    24.09.2004
    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.
    67.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3825.0
    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).
    3824.0
    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.
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 32' 34.46'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 23' 11.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6267506.24
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    585252.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    291

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 3/5-2 is located in the eastern part of the Søgne Basin. The main objective was to test the hydrocarbon potential of northeasterly dipping Jurassic sands, which appeared to be truncated up dip by erosion at a Late Kimmerian unconformity. The exact age of the beds above and below the unconformity could not be predicted with certainty with the seismic evidence available. There was no capable closure at any post unconformity horizon higher than that mapped as Late Kimmerian unconformity just above a possible Jurassic Sand.
    Well 3/5-2 is Reference well for the Middle to Late Jurassic Haugesund Formation
    Operations and results
    Wildcat well 3/5-2 was spudded with the semi-submersible installation Odin Drill on 29 June 1978 and drilled to TD at 3826 m in the Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled without significant problems. After drilling 164 m of 36" hole the pipe was stuck, but after spotting two 60 Bbl LCM pills followed by an 85 Bbl pill of Pipe Lax the string pulled free without significant lost time. Drilling went on through the 26" section to 462 m using viscous gel mud. From 426 m to TD the well was drilled using a Drispac/Spersene mud system, adding Resinex from ca 3080 m.
    Reservoir potential was encountered in the Late Cretaceous Chalk (Maastrichtian 2708.5 m to 2726.5 m) and in Late Jurassic (3174 m to 3185 m) and Triassic (3575 m to 3823.5 m) sandstones. Geochemical analyses proved oil prone shale, marginally mature (%Ro = 0.6 û 0.7), in the Late Jurassic Kimmeridge Clay with TOC measured up to2.1 %. Also the Middle Jurassic Haldager Formation contained shales with potential for gas and possibly some oil. Vitrinite reflectance in one sample from this Formation was %Ro = 0.85. Small quantities of C1 to C4 were recorded in the Late Jurassic Kimmeridge Clay Formation (3143 m to 3163 m) and in even smaller amounts in shales at the top of the Middle Jurassic (3331 m to 3359 m). A slight, streaming crush cut fluorescence was obtained from the shales of the Kimmeridge Clay Formation. A slight to good light yellow fluorescence was also recorded in samples of the Middle Jurassic at 3359 m and at 3368 m. There were no other indications of hydrocarbons in the mud or cuttings. Subsequent log analysis confirmed that hydrocarbons were not present in any significant quantities. No conventional cores were taken, but 72 sidewall cores were recovered from the Jurassic and Triassic. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned as a dry hole on 20 August 1978.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    167.64
    3825.24

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1300.0
    [m]
    DC
    STAT
    1330.0
    [m]
    DC
    STAT
    1360.0
    [m]
    DC
    STAT
    1390.0
    [m]
    DC
    STAT
    1420.0
    [m]
    DC
    STAT
    1450.0
    [m]
    DC
    STAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STAT
    1620.0
    [m]
    DC
    STAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STAT
    1710.0
    [m]
    DC
    STAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STAT
    2450.0
    [m]
    DC
    STAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STAT
    2640.0
    [m]
    DC
    STAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STAT
    3163.7
    [m]
    SWC
    APT
    3169.8
    [m]
    SWC
    APT
    3175.9
    [m]
    SWC
    APT
    3177.1
    [m]
    SWC
    APT
    3177.7
    [m]
    SWC
    APT
    3227.9
    [m]
    SWC
    APT
    3254.5
    [m]
    SWC
    APT
    3270.3
    [m]
    SWC
    APT
    3274.0
    [m]
    SWC
    APT
    3300.8
    [m]
    SWC
    APT
    3317.3
    [m]
    SWC
    APT
    3325.2
    [m]
    SWC
    APT
    3343.5
    [m]
    SWC
    APT
    3344.4
    [m]
    SWC
    APT
    3345.6
    [m]
    SWC
    APT
    3353.9
    [m]
    SWC
    APT
    3355.9
    [m]
    SWC
    APT
    3366.7
    [m]
    SWC
    APT
    3374.9
    [m]
    SWC
    APT
    3377.3
    [m]
    SWC
    APT
    3379.8
    [m]
    SWC
    APT
    3381.5
    [m]
    SWC
    APT
    3388.9
    [m]
    SWC
    APT
    3404.4
    [m]
    SWC
    APT
    3414.8
    [m]
    SWC
    APT
    3414.8
    [m]
    SWC
    APT
    3417.3
    [m]
    SWC
    APT
    3419.7
    [m]
    SWC
    APT
    3422.0
    [m]
    SWC
    APT
    3432.8
    [m]
    SWC
    APT
    3441.3
    [m]
    SWC
    APT
    3451.9
    [m]
    SWC
    APT
    3459.6
    [m]
    SWC
    APT
    3471.5
    [m]
    SWC
    APT
    3530.9
    [m]
    SWC
    APT
    3533.1
    [m]
    SWC
    APT
    3539.5
    [m]
    SWC
    APT
    3556.8
    [m]
    SWC
    APT
    3558.9
    [m]
    SWC
    APT
    3562.9
    [m]
    SWC
    APT
    3571.8
    [m]
    SWC
    APT
    3573.6
    [m]
    SWC
    APT
    3575.1
    [m]
    SWC
    APT
    10450.0
    [ft]
    DC
    APT
    10465.0
    [ft]
    DC
    APT
    10485.0
    [ft]
    DC
    APT
    10500.0
    [ft]
    DC
    APT
    10520.0
    [ft]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.51

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.51
    pdf
    0.45

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.21
    pdf
    0.07

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FDC
    1668
    3165
    FDC CNL
    3153
    3822
    HDT DIP
    3153
    3823
    ISF SONIC
    162
    475
    ISF SONIC
    463
    1668
    ISF SONIC
    1668
    3164
    ISF SONIC
    3085
    3823
    SWC
    0
    0
    TEMP
    119
    3131
    VELOCITY
    492
    3740

  • 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
    162.0
    36
    163.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    463.0
    26
    466.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1667.0
    17 1/2
    1670.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3152.0
    12 1/4
    3155.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3825.0
    8 1/2
    3825.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    133
    1.05
    60.0
    seawater
    476
    1.08
    59.0
    seawater
    1679
    1.24
    54.0
    seawater
    2273
    1.29
    61.0
    seawater
    2837
    1.31
    52.0
    seawater
    3108
    1.37
    56.0
    seawater
    3622
    1.50
    63.0
    seawater
    3825
    1.54
    62.0
    seawater