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

3/7-5

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.
    3/7-5
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    3/7-5
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    708-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    64
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.12.1991
    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.
    07.02.1992
    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.
    07.02.1994
    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.
    09.03.2009
    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.
    SHOWS
    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").
    3666.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    20.9
    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.
    LATE 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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 28' 47'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 18' 17.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6260375.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    580373.35
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1759

  • Brønnhistorie
    General
    Well 3/7-5 was drilled on the Lemen structure, a fault bounded, salt induced trap located in the centre of the Søgne Basin in the North Sea. The Primary objective of the well was to test sandstones of the Sandnes and Bryne Formations. Secondary objectives were to evaluate the prospectivity of other possible reservoir levels (Late Cretaceous Chalk and Paleocene sandstones) within structural closure and thereby evaluate the charge potential of the local Søgne Basin hydrocarbon kitchen.
    Operations and results
    Wildcat well 3/7-5 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 6 December 1991 and drilled to TD at 3666 m (3637.8 m TVD) in the Late Permian Zechstein Group. The well was drilled efficiently, but some problems with deviation and logging was encountered. The hole was practically vertical down to TD in the 12 1/4" section at 3085. The 8 1/2" section was however drilled with close to 20 deg deviation all through to TD, leading to ca 27 m difference between measured and true vertical depth at final TD. Due to hole problems no wire line logs were run between 2198 m and 3085 m in the 12 1/4" section. The 8 1/2" section was eventually logged to 3575 m, 90 m above final TD, but only after several logging attempts and a check trip. The well was drilled with spud mud and viscous pills down to 610 m, and with seawater/gypsum/polymer mud from 610 m to TD.
    Above the objective Sandnes / Bryne formations there were no evidence of producible hydrocarbons, although it should be stated that this could not be completely confirmed by logs because a significant section could not be logged with wire line logs. Top Sandnes Formation was encountered at 3379 m and top Bryne Formation at 3436 m. FMT pressure plot indicated a water gradient throughout the Sandnes / Bryne reservoir. Petrophysical evaluation gave no indications of hydrocarbons in the cleaner parts of the reservoir but, there was some indication of (residual) oil of low saturation in the shalier sections.
    No shows were reported in the samples above 3244 m in the Haugesund Formation, where a pale yellow solvent fluorescence was seen in silty claystones and sandstone stringers. The core cut in the Sandnes Formation sandstone was reported to contain some dead oil with a weak crush cut fluorescence. No direct fluorescence was seen in the core. Brownish-yellow cut fluorescence was reported on sidewall cores in Middle Jurassic siltstones and sandstones.
    A core was taken from 3383 m to 3393 m in the top part of the Sandnes Formation. A segregated formation fluid sample was taken at a depth of 3390.5 m.
    The well was permanently abandoned on 7 February 1992 as a dry well with shows.
    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]
    620.00
    3666.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3383.0
    3392.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    9.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3383-3388m
    Kjerne bilde med dybde: 3388-3392m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3383-3388m
    3388-3392m

  • 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
    153.0
    36
    155.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    601.0
    26
    615.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1716.0
    17 1/2
    1730.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3075.0
    12 1/4
    3090.0
    1.96
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AC
    1821
    3071
    AC SIG
    1821
    3071
    CBL
    523
    1716
    DIFL AC SP GR CAL
    550
    1685
    DIFL AC SP GR CAL
    3075
    3575
    DIFL BHC AC GR
    1625
    2195
    DIP GR
    3074
    3550
    DLL MLL CAL GR
    3045
    3530
    FMT GR
    3382
    3445
    SP
    3074
    3542
    SWS GR
    634
    1664
    SWS GR
    1737
    2012
    SWS GR
    3086
    3442
    SWS GR
    3092
    3613
    VSP
    1000
    3555
    ZDL CN GR CAL
    550
    1685
    ZDL CN GR CAL
    3074
    3543

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64
    pdf
    1.66
    pdf
    5.59

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    47.07

  • 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
    0.45
    pdf
    0.21

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    610
    1.03
    WATER BASED
    682
    1.25
    68.0
    WATER BASED
    914
    1.30
    54.0
    WATER BASED
    1186
    1.30
    51.0
    WATER BASED
    1546
    1.30
    59.0
    WATER BASED
    1725
    1.30
    58.0
    WATER BASED
    2737
    1.43
    56.0
    WATER BASED
    2781
    1.48
    61.0
    WATER BASED
    3040
    1.51
    62.0
    WATER BASED
    3085
    1.56
    70.0
    WATER BASED
    3085
    1.56
    67.0
    WATER BASED
    3199
    1.50
    65.0
    WATER BASED
    3271
    1.50
    58.0
    WATER BASED
    3337
    1.55
    58.0
    WATER BASED
    3337
    1.50
    63.0
    WATER BASED
    3508
    1.57
    61.0
    WATER BASED
    3666
    1.60
    52.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3300.0
    [m]
    DC
    APT
    3312.0
    [m]
    DC
    APT
    3321.0
    [m]
    DC
    APT
    3330.0
    [m]
    DC
    APT
    3336.0
    [m]
    DC
    APT
    3342.0
    [m]
    DC
    APT
    3348.0
    [m]
    DC
    APT
    3354.0
    [m]
    DC
    APT
    3360.0
    [m]
    DC
    APT
    3366.0
    [m]
    DC
    APT
    3372.0
    [m]
    DC
    APT
    3378.0
    [m]
    DC
    APT
    3382.2
    [m]
    C
    APT
    3383.8
    [m]
    C
    APT
    3384.0
    [m]
    DC
    APT
    3384.8
    [m]
    C
    APT
    3385.9
    [m]
    C
    APT
    3386.3
    [m]
    C
    APT
    3386.7
    [m]
    C
    APT
    3387.5
    [m]
    C
    APT
    3388.4
    [m]
    C
    APT
    3390.0
    [m]
    DC
    APT
    3392.2
    [m]
    C
    APT
    3393.0
    [m]
    DC
    APT