Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

3/7-3

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.
    3/7-3
    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
    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.
    3/7-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE ANO 7380 SP: 269.
    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.
    293-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    72
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.06.1981
    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.
    31.08.1981
    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.
    31.08.1983
    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.
    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
    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").
    3540.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    93
    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° 24' 54.77'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 10' 54.33'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6253058.67
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    572913.12
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    293

  • Brønnhistorie
    General
    Well 3/7-3 was drilled on a salt diapir in the southern part of the Søgne Basin in the North Sea. The primary target of the well was Danian/Late Cretaceous chalk, which had been found hydrocarbon bearing in the Ekofisk area and in the Danish well Lulu 1. Secondary target was Middle Jurassic sandstones, which had been found hydrocarbon bearing in well 2/6-2. The TD was planned below the top of the Zechstein salt in order to test possible Early Jurassic and/or Triassic sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 3/7-3 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 21 June 1981and drilled to TD at 3540 m in the Late Permian Zechstein salt. At 1968 m, in the Late Eocene, a drilling break was experienced and the well started to flow. The flow was killed with a mud weight of 1.55 g/cc. After setting the 13 3/8" casing shoe at 1961 m, the well was controlled after gains and losses with a mud weight of 1.58 g/cc. No other problems were encountered while drilling. The well was drilled with seawater and bentonite down 666 m, with seawater/SST 202/FCL mud from 666 m to 1970 m, and with seawater/FCL/LC mud from 1970 m to TD.
    Tertiary sands with a thickness of 37.5 m were encountered in the Paleocene. They were water bearing. The chalk, which was the main target, was relatively tight and water bearing. At 3325 m a 107 meter thick water bearing sandstone of Latest Jurassic - Earliest Cretaceous age (Kimmeridgian - Berriasian) was encountered. Below this sandstone Kimmeridgian shales rested directly on the Zechstein anhydrite. No shows were noted in the well.
    Three cores were cut; one from 2830 to 2848 m in the Danian chalk (60% recovery) and two in the Beriasian Sandstones from 3337.5 to 3339 m (67% recovery) and from 3339 to 3348 m (100% recovery). No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 31 August 1981as a dry well.
    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]
    180.00
    3522.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2830.0
    2839.6
    [m ]
    2
    3337.5
    3338.5
    [m ]
    3
    3339.0
    3348.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    19.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2830-2835m
    Kjerne bilde med dybde: 2835-2839m
    Kjerne bilde med dybde: 3337-3338m
    Kjerne bilde med dybde: 3339-3344m
    Kjerne bilde med dybde: 3344-3348m
    2830-2835m
    2835-2839m
    3337-3338m
    3339-3344m
    3344-3348m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2745.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2752.0
    [m]
    DC
    RRI
    2754.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2766.0
    [m]
    DC
    RRI
    2768.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2776.0
    [m]
    DC
    RRI
    2776.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2784.0
    [m]
    DC
    RRI
    2784.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2792.0
    [m]
    DC
    RRI
    2792.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2796.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2808.0
    [m]
    DC
    RRI
    2808.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2816.0
    [m]
    DC
    RRI
    2816.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2824.0
    [m]
    DC
    RRI
    2824.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    AMOCO

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24
    pdf
    9.17

  • 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
    0.23

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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    500
    1935
    CBL VDL
    1700
    3242
    HDT
    1971
    3253
    HDT
    3240
    3505
    ISF SONIC GR
    153
    2906
    ISF SONIC NGT
    3244
    3542
    LDL CNL GR
    1961
    3542
    LDL GR
    153
    666
    TEMP
    100
    1500
    TEMP
    378
    1800
    VELOCITY
    2500
    3520

  • 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
    153.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    653.0
    26
    666.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1961.0
    17 1/2
    1970.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3241.0
    12 1/4
    3253.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    3540.0
    8 1/2
    3542.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    742
    1.13
    waterbased
    1027
    1.19
    waterbased
    2019
    1.59
    waterbased
    2814
    1.63
    waterbased
    3241
    1.63
    waterbased
    3540
    1.64
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3338.00
    [m ]
    3344.00
    [m ]
    3346.00
    [m ]

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21