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

7/12-5

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.
    7/12-5
    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
    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.
    7/12-5
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    276-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    122
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.02.1981
    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.
    07.06.1981
    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.
    07.06.1983
    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.
    28.03.2014
    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.
    73.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4440.0
    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).
    4437.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    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° 9' 49.01'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 46' 42.35'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6335762.94
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486598.60
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    299

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/12-5 was drilled ca 4 km northwest of the Ula Field in the North Sea. The objective was to test the hydrocarbon potential in Late Jurassic Sandstones. Secondary objectives were Early Jurassic and Triassic sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 7/12-5 was spudded with the semi-submersible installation Borgsten Dolphin 6 February 1981 and drilled to TD at 4440 m in the Late Permian Zechstein Group. There were some problems with drilling the section from 2851 to 3741 m due to junk in hole, otherwise operations proceeded without significant problems. The well was drilled with sea water and hi-vis pills and gel down to 467 m and with gypsum/lignosulphonate/CMC mud from 467 m to TD.
    The Mandal Formation was penetrated at 3731 m, while the Farsund Formation was penetrated at 3763 m. The Ula Formation was penetrated at 3831 m and consisted of a 69.5 m thick homogenous sandstone, very fine to fine grained with poor reservoir characteristics (porosities from 7 to 14 % and permeabilities from 0.3 to 3 mD). All attempts to obtain reservoir pressures and fluid samples failed due to tight formation. Oil shows were recorded in the upper half of the reservoir and an oil water contact was established at 3872. Log analysis indicated that no significant hydrocarbons were present below the Ula formation where all porous zones calculated high water saturations. Weak shows were recorded in sandstone in the interval 3940 to 3960 m in the Skagerrak Formation. Weak shows were recorded also in siltstone in an isolated sample from 2235 m in the Hordaland Group.
    Four cores were cut from 3844.5 to 3912.15 m in the Ula, Fjerritslev, and Skagerrak formations. Core depths are 4.8 m deeper than logger's depth. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 7 June 1981 as an oil discovery.
    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]
    180.00
    4436.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3844.5
    3862.7
    [m ]
    2
    3862.7
    3876.4
    [m ]
    3
    3876.3
    3894.3
    [m ]
    4
    3894.3
    3912.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    67.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3844-3847m
    Kjerne bilde med dybde: 3847-3849m
    Kjerne bilde med dybde: 3849-3852m
    Kjerne bilde med dybde: 3852-3855m
    Kjerne bilde med dybde: 3855-3858m
    3844-3847m
    3847-3849m
    3849-3852m
    3852-3855m
    3855-3858m
    Kjerne bilde med dybde: 3858-3860m
    Kjerne bilde med dybde: 3880-3882m
    Kjerne bilde med dybde: 3862-3865m
    Kjerne bilde med dybde: 3865-3868m
    Kjerne bilde med dybde: 3868-3870m
    3858-3860m
    3880-3882m
    3862-3865m
    3865-3868m
    3868-3870m
    Kjerne bilde med dybde: 3870-3873m
    Kjerne bilde med dybde: 3873-3876m
    Kjerne bilde med dybde: 3876-3876m
    Kjerne bilde med dybde: 3876-3879m
    Kjerne bilde med dybde: 3879-3881m
    3870-3873m
    3873-3876m
    3876-3876m
    3876-3879m
    3879-3881m
    Kjerne bilde med dybde: 3881-3884m
    Kjerne bilde med dybde: 3884-3887m
    Kjerne bilde med dybde: 3887-3889m
    Kjerne bilde med dybde: 3889-3892m
    Kjerne bilde med dybde: 3892-3894m
    3881-3884m
    3884-3887m
    3887-3889m
    3889-3892m
    3892-3894m
    Kjerne bilde med dybde: 3894-3897m
    Kjerne bilde med dybde: 3897-3899m
    Kjerne bilde med dybde: 3899-3902m
    Kjerne bilde med dybde: 3902-3905m
    Kjerne bilde med dybde: 3905-3907m
    3894-3897m
    3897-3899m
    3899-3902m
    3902-3905m
    3905-3907m
    Kjerne bilde med dybde: 3907-3910m
    Kjerne bilde med dybde: 3910-3912m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3907-3910m
    3910-3912m

  • 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
    182.0
    36
    188.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    456.0
    26
    467.0
    1.99
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1658.0
    17 1/2
    1670.5
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3732.0
    12 1/4
    3740.0
    2.06
    LOT
    OPEN HOLE
    4440.0
    8 1/2
    4440.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4185
    4197
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    470
    118000
    0.828
    0.876
    251

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL
    98
    1818
    CST
    3732
    4113
    DLL MSFL GR SP CAL
    3733
    4043
    FDC CNL GR SP CAL
    3695
    4432
    HDT
    3718
    4116
    HRT
    98
    1804
    ISF BHC GR SP
    98
    463
    ISF BHC GR SP
    3737
    4430
    ISF BHC GR SP MSFL
    454
    3738
    ISF BHC GR SP MSFL
    4056
    4113

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.92
    pdf
    3.85
    pdf
    0.32
    pdf
    10.11

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.39

  • 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
    0.10
    pdf
    0.31

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    188
    1.05
    WATER BASED
    03.06.1981
    325
    1.08
    WATER BASED
    03.06.1981
    467
    1.29
    WATER BASED
    03.06.1981
    509
    1.15
    WATER BASED
    03.06.1981
    849
    1.16
    WATER BASED
    03.06.1981
    1029
    1.17
    WATER BASED
    03.06.1981
    1246
    1.22
    WATER BASED
    03.06.1981
    1670
    1.40
    WATER BASED
    03.06.1981
    1924
    1.42
    WATER BASED
    03.06.1981
    2085
    1.42
    WATER BASED
    03.06.1981
    2166
    1.42
    WATER BASED
    03.06.1981
    2224
    1.42
    WATER BASED
    03.06.1981
    2414
    1.43
    WATER BASED
    03.06.1981
    2835
    1.48
    WATER BASED
    03.06.1981
    3006
    1.48
    WATER BASED
    03.06.1981
    3113
    1.48
    WATER BASED
    03.06.1981
    3417
    1.48
    WATER BASED
    03.06.1981
    3741
    1.50
    WATER BASED
    03.06.1981
    4193
    1.50
    WATER BASED
    03.06.1981
    4249
    1.50
    WATER BASED
    03.06.1981
    4332
    1.49
    WATER BASED
    03.06.1981
    4440
    1.50
    WATER BASED
    03.06.1981