Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

3/7-2

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.
    3/7-2
    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.
    3/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    X ANO 7832 SP: 1343 +line ANO738&SP502
    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.
    Elf Norge A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    273-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    83
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.03.1981
    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.
    20.06.1981
    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.
    20.06.1983
    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.
    15.02.2006
    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.
    52.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4330.0
    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).
    4330.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    126
    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 PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 29' 58.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 4' 8.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6262331.32
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    565809.72
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    220

  • Brønnhistorie
    General
    Well 3/7-2 was drilled on a structure located across blocks 3/4 (Amoco Group) and 3/7 (Petronord Group. The primary targets were: Tertiary sands found gas bearing in well 2/3-1; Danian/Late Cretaceous limestone (chalk) hydrocarbon bearing in the Ekofisk area and in the Danish well Lulu 1; Middle Jurassic sandstones which were hydrocarbon bearing in well 2/6-2; and Rotliegendes sandstones. The TD was planned into the Carboniferous in order to establish the source potential of this formation.
    Operations and results
    Wildcat well 3/7-2 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 30 March and drilled to TD at 4330 m in the Early Permian Rotliegendes Group. A drilling break occurred at 2534 m. Flow check at 2553 m showed a weak flow, which was controlled by raising the mud weight to 1.46 sg. Drilling resumed and was stopped at 2563 m for logging. Three days were necessary to run the electric logs because of continuous slight flow. Deviation problems were experienced in the salt. The deviation reached a maximum of 9 1/2 deg at 3659 m then was reduced to 2 1/2 deg at 4004 m. The well was drilled with a lignosulphonate mud from 2563 m to 3027 m. Below the 9 5/8" casing shoe at 3012 m the mud was displaced to a salt saturated mud.
    The Eocene/Oligocene sands were found missing. Only 8 meters of sand were encountered in the Paleocene. The chalk was tight and water bearing. The Jurassic sandstones were not as developed as prognosed, and they were water bearing. No sandstones were encountered in the Rotliegendes Group, which consisted of an upper shale and a lower volcanic unit. Carboniferous sediments were not penetrated. All the targets above the salt were found water bearing while no reservoir was encountered below 4166 m (base salt, F horizon). Prognosed stratigraphy at base Cretaceous and below was in error. Base Cretaceous was encountered 115 m higher than prognosed, top salt was 209 m higher than prognosed, while base salt (F Horizon) was 150 m deeper than prognosed. The interval velocities were confirmed by the velocity surveys, so the wrong picking was due to a weak base Cretaceous reflector, Jurassic sandstones being too thin to provide good reflectors, and the reflector taken for top salt in fact was an intra-salt reflector corresponding to a thick layer of Potassium salt. Rare and weak fluorescences and cuts in the upper Jurassic Shale were the only shows recorded in the well.
    Five cores were cut, three in the Danian/Late Cretaceous Limestone, one in the Middle Jurassic and one at TD in the Rotliegendes basalt. RFT sampling was performed in the Jurassic at 2909 m. The sample was opened and found to contain 9 l salted water (NaCl 115 g/l), slightly contaminated by the lignosulphonate mud. (The mud salinity was 47 g NaCl /l).
    The well was permanently abandoned on 20 June 1981 as a dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    155.00
    4320.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2570.0
    2572.0
    [m ]
    2
    2575.5
    2588.8
    [m ]
    3
    2602.0
    2604.8
    [m ]
    4
    2911.0
    2919.0
    [m ]
    5
    4310.0
    4319.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    35.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2353.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2395.0
    [m]
    DC
    RRI
    2405.0
    [m]
    DC
    RRI
    2415.0
    [m]
    DC
    RRI
    2435.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2485.0
    [m]
    DC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    RRI
    2525.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2557.5
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2824.0
    [m]
    DC
    RRI
    2836.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2882.0
    [m]
    DC
    RRI
    2904.0
    [m]
    DC
    RRI
    2912.3
    [m]
    C
    RRI
    2916.5
    [m]
    C
    RRI
    2936.5
    [m]
    C
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    RFT
    2909.00
    0.00
    WATER
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.68

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.19

  • 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
    0.11
    pdf
    0.31

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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    300
    2551
    CBL
    2300
    3012
    FDC CNL GR CAL
    753
    2562
    FDC GR CAL
    148
    772
    HDT
    1732
    2560
    HDT
    2554
    3026
    HDT
    3010
    4293
    ISF SONIC GR
    148
    773
    ISF SONIC GR
    754
    1850
    ISF SONIC GR
    1800
    2562
    ISF SONIC NGT
    2554
    3027
    ISF SONIC NGT
    3010
    4244
    ISF SONIC NGT
    4023
    4324
    LDL CNL GR CAL
    2553
    3026
    LDL CNL GR CAL
    3011
    4243
    LDL CNL GR CAL
    4122
    4301
    NGS
    3010
    4244
    SONIC GR
    3001
    4000

  • 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
    148.0
    36
    148.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    754.0
    26
    770.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2554.0
    17 1/2
    2563.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3012.0
    12 1/4
    3027.0
    2.05
    LOT
    OPEN HOLE
    4330.0
    8 1/2
    4330.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    170
    1.15
    seawater
    350
    1.19
    seawater
    1140
    1.19
    55.0
    waterbased
    2450
    1.40
    33.0
    waterbased
    2805
    1.50
    36.0
    waterbased
    3050
    1.52
    32.0
    waterbased
    3550
    1.65
    65.0
    waterbased
    3930
    1.70
    70.0
    waterbased

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22