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

7/8-3

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.
    7/8-3
    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
    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.
    7/8-3
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    387-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    92
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.09.1983
    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.
    12.12.1983
    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.
    12.12.1985
    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.
    19.10.2006
    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
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    ULA FM
    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.
    81.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4320.0
    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).
    4320.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    172
    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.
    57° 15' 30.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 45.78'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6346394.87
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472613.75
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    28

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/8-3 is located in the North Sea, north of the Mime field on the margin of the Cod Terrace. The primary objective of 7/8-3 was to explore the hydrocarbon potential of the Late Jurassic sandstones. Secondary objectives were to explore the Cretaceous Chalk and the Triassic sandstones. Planned TD was at 4275 m in Permian salt.
    Operations and results
    Wildcat well 7/8-3 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 12 September 1983 and drilled to TD at 4320 m in the Late Permian Zechstein Group. While running 13 3/8" casing this got stuck and had to be pulled out of the hole. The hole was cleaned and new casing was set without further complications. Otherwise no significant problems were encountered during drilling. The well was drilled with spud mud down to 199 m and with KCl polymer mud from 199 m to TD.
    The Cretaceous Chalk was encountered at a depth of 3024 m, the Late Jurassic Ula Formation at 3724 m, and the Triassic at 3767 m. The Ula Formation sandstones were hydrocarbon bearing within a 43.5 m gross sand interval. No oil/water contact was encountered. Oil shows were recorded in shales and porous sections from 3699 m to 3751 m.
    Four cores were cut in the interval 3731 m to 3773 m, three in the Upper Jurassic Ula Formation and one into Upper Triassic sandstones. A RFT fluid sample from the Triassic section at 4049.5 m recovered only mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 12 December 1983 as an oil discovery.
    Testing
    Two DST's were performed in the Ula Formation sandstones: DST 1 from interval 3762 m to 3767 m, and DST 2 from interval 3734.5 m to 3740.5 m. The first produced oil at a slightly declining rate during the final 5-hours flow period, the average rate being 207 Sm3/day through a 2" choke. The GOR was 32 Sm3/Sm3, API oil gravity was 29 deg, and gas gravity was 0.88 (air = 1). The second DST produced 70 Sm3 oil/day through a 2" choke. API oil gravity was 29 deg . Gas was also produced, but the rate was not obtainable. Reservoir temperatures based on the DST measurements were 156 deg C in DST 1 and 154 deg C in DST 2.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    4321.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3731.0
    3739.5
    [m ]
    2
    3739.8
    3741.5
    [m ]
    3
    3741.7
    3760.1
    [m ]
    4
    3760.1
    3768.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3731-3736m
    Kjerne bilde med dybde: 3737-3739m
    Kjerne bilde med dybde: 3739-3740m
    Kjerne bilde med dybde: 3741-3746m
    Kjerne bilde med dybde: 3747-3752m
    3731-3736m
    3737-3739m
    3739-3740m
    3741-3746m
    3747-3752m
    Kjerne bilde med dybde: 3753-3758m
    Kjerne bilde med dybde: 3759-3760m
    Kjerne bilde med dybde: 3760-3765m
    Kjerne bilde med dybde: 3766-3768m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3753-3758m
    3759-3760m
    3760-3765m
    3766-3768m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    3762.00
    3767.00
    02.12.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    3734.50
    3740.50
    05.12.1983 - 00:00
    YES

  • 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
    199.0
    36
    199.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    610.0
    26
    622.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1981.0
    17 1/2
    1995.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3554.0
    12 1/4
    3561.0
    2.03
    LOT
    LINER
    7
    3827.0
    8 1/2
    4320.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3762
    3767
    50.0
    2.0
    3734
    3741
    50.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    207
    0.882
    0.880
    32
    2.0
    70
    0.882

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    3350
    3801
    CST
    2517
    3550
    CST
    3639
    4236
    CYBERLOOK
    3700
    4240
    DLL GR
    3558
    4257
    DLWD
    645
    3719
    DUALDIP
    2000
    4262
    ILD LSS GR
    1984
    4261
    ISF LSS MSFL GR
    199
    4261
    LDL CNL GR
    610
    3566
    LDL CNL NGL GR
    3558
    4262
    RFT
    3724
    4170
    SHDT ARROW
    1975
    4250
    SHDT CYBERDIP
    3558
    4262
    SHDT GEO
    1984
    4262
    SHDT GR
    1984
    4262
    TEMPERATURE
    109
    980
    WST
    205
    4250

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.91

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.71
    pdf
    3.00
    pdf
    0.77
    pdf
    2.18
    pdf
    0.40
    pdf
    1.77

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

  • 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
    0.18
    pdf
    0.36

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3586.0
    [m]
    DC
    3592.0
    [m]
    DC
    3601.0
    [m]
    DC
    3610.0
    [m]
    DC
    3619.0
    [m]
    DC
    3628.0
    [m]
    DC
    3637.0
    [m]
    DC
    3640.0
    [m]
    DC
    3649.0
    [m]
    DC
    3658.0
    [m]
    DC
    3667.0
    [m]
    DC
    3676.0
    [m]
    DC
    3685.0
    [m]
    DC
    3691.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3694.0
    [m]
    DC
    3703.0
    [m]
    DC
    3706.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3721.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3730.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3731.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3735.1
    [m]
    C
    PETROSTR
    3736.2
    [m]
    C
    HALIB
    3738.4
    [m]
    C
    PETROSTR
    3742.2
    [m]
    C
    PETROS
    3745.3
    [m]
    C
    HALIB
    3746.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    3748.0
    [m]
    C
    HALIB
    3750.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    3753.6
    [m]
    C
    HALIB
    3754.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    3758.3
    [m]
    C
    HALIB
    3758.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    3760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3767.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3775.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3817.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3829.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3841.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3856.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3868.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3880.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3892.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3904.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3916.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3931.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3943.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3955.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3967.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3979.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3991.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4003.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4024.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4042.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4069.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4099.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4126.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4153.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4180.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4210.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4237.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4243.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4255.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4267.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4276.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4291.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4306.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4315.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4321.0
    [m]
    DC
    SAGA