Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7/11-5

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.
    7/11-5
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    7/11-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    603 221 SP 320
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    316-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.
    09.02.1982
    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.
    10.06.1982
    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.
    10.06.1984
    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
    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.
    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.
    80.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4478.0
    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).
    4478.0
    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.
    169
    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.
    TRIASSIC
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 8' 6.39'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 29' 53.53'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6332679.58
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    469626.10
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    42

  • Brønnhistorie
    General
    Block 7/11 was awarded in 1965 to the Phillips Group. The first commercial discovery (Cod) was found in this block in 1968. Both Norsk Hydro wells (7/11-5 and 7/11-6) were drilled in the relinquished area awarded to them in Licence 070. The main objective of well 7/11-5 was the Late Jurassic sandstones. The secondary objective was the Triassic sands.
    Operations and results
    Well 7/11-5 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 9 February 1982 and drilled to TD at 4478 m in the Triassic Smith Bank Formation. The drilling went forth without incident except for gumbo problems in the top of the 17 1/2" section and minor problems with tight hole in the 8 3/8" section. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 615 m and with KCl/Drispac mud from 615 m to 2115 m. From 2115 m to TD the well was drilled with KCl/Drispac mud, converted to a fully dispersed gel-lignosulphonate mud in the limestone section.
    The well encountered hydrocarbon bearing sandstones in the Late Jurassic Ula Formation with a gross sand interval of 86 m between 4155 and 4241 m. An oil water contact has been estimated to be at 4201 m (from logs). RFT pressure measurements and sampling were performed over the sandstone interval. Below 4202 m, however, no formation pressures were obtained due to seal problems caused by bad hole. Thus a contact based on formation pressure data could not be obtained. The Ula Formation rests unconformably on the Triassic at 4241 m. In the Triassic, thin stringers of sandstones were encountered with a total net sand of 2.25 m and an average porosity of 18%. These sandstones were 100% water saturated. Oil shows were recorded from 3694 m in the Late Cretaceous and down to 4217 m in the Ula Formation. Below 4217 m shows were weak and scattered, and no shows were reported from the Triassic.
    Five cores were taken in the Ula Formation from 4159 m to 4231 m. Cores 1 - 4 bled hydrocarbons at the surface. Two RFT segregated samples taken at 4193 m and 4188 m recovered only mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 10 June 1982 as an oil discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed. DST 1 was taken over the interval 4185 - 4197 m and flowed 470 Sm3/day of 39.2 deg API gravity oil and 118080 Sm3/day of gas. The GOR was measured to 251 Sm3/Sm3 and the gas gravity was 0.876 (air = 1). The second DST over the interval 4165 - 4174 m was abandoned due to the very low permeability and no hydrocarbons were produced to surface. However, calculated flow rates from the flow/unloading of the water cushion indicated 280 STB/day (after 4 hrs 18 minutes) and the oil was found to be of the same type as for DST 1. The maximum temperature during DST 2 was 161 deg C, which was assumed too low. No temperature is available from DST 1. The choke size for both tests was 36/64".

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    190.00
    4478.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4159.0
    4176.2
    [m ]
    2
    4177.1
    4185.8
    [m ]
    3
    4185.8
    4194.8
    [m ]
    4
    4195.0
    4212.9
    [m ]
    5
    4213.0
    4230.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    70.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4164-4167m
    Kjerne bilde med dybde: 4159-4162m
    Kjerne bilde med dybde: 4168-4171m
    Kjerne bilde med dybde: 4172-4175m
    Kjerne bilde med dybde: 4168-4176m
    4164-4167m
    4159-4162m
    4168-4171m
    4172-4175m
    4168-4176m
    Kjerne bilde med dybde: 4178-4181m
    Kjerne bilde med dybde: 4182-4185m
    Kjerne bilde med dybde: 4185-4186m
    Kjerne bilde med dybde: 4186-4189m
    Kjerne bilde med dybde: 4190-4193m
    4178-4181m
    4182-4185m
    4185-4186m
    4186-4189m
    4190-4193m
    Kjerne bilde med dybde: 4194-4195m
    Kjerne bilde med dybde: 4196-4199m
    Kjerne bilde med dybde: 4200-4203m
    Kjerne bilde med dybde: 4204-4207m
    Kjerne bilde med dybde: 4208-4211m
    4194-4195m
    4196-4199m
    4200-4203m
    4204-4207m
    4208-4211m
    Kjerne bilde med dybde: 4212-4213m
    Kjerne bilde med dybde: 4214-4217m
    Kjerne bilde med dybde: 4218-4221m
    Kjerne bilde med dybde: 4222-4225m
    Kjerne bilde med dybde: 4226-4229m
    4212-4213m
    4214-4217m
    4218-4221m
    4222-4225m
    4226-4229m
    Kjerne bilde med dybde: 4230-4231m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4230-4231m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3896.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3912.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3924.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3934.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3939.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3956.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3959.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4159.2
    [m]
    C
    RRI
    4159.5
    [m]
    C
    RRI
    4163.9
    [m]
    C
    RRI
    4171.4
    [m]
    C
    RRI
    4172.6
    [m]
    C
    RRI
    4173.4
    [m]
    C
    RRI
    4174.8
    [m]
    C
    RRI
    4175.5
    [m]
    C
    RRI
    4176.2
    [m]
    C
    RRI
    4178.9
    [m]
    C
    RRI
    4180.7
    [m]
    C
    RRI
    4184.5
    [m]
    C
    RRI
    4185.8
    [m]
    C
    RRI
    4188.2
    [m]
    C
    RRI
    4192.6
    [m]
    C
    RRI
    4212.4
    [m]
    C
    RRI
    4221.2
    [m]
    C
    RRI
    4223.6
    [m]
    C
    RRI
    4228.8
    [m]
    C
    RRI
    4423.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4430.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.77

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.29
    pdf
    2.12
    pdf
    1.75
    pdf
    2.55

  • 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
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.67
    pdf
    3.12

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4185
    4197
    14.3
    2.0
    4165
    4174
    14.3
    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
    470
    118000
    0.828
    0.876
    251
    2.0
    45

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1980
    3948
    CST
    1085
    2090
    CST
    3171
    3959
    CST
    3959
    4437
    CST
    4154
    4437
    DLL MSFL GR
    4120
    4337
    HDT
    2099
    3959
    HDT
    3948
    4440
    HRT
    1500
    2065
    ISF LSS GR
    178
    3959
    ISF LSS GR
    3947
    4475
    ISF MSFL LSS GR
    3947
    4201
    LDT CNL GR
    2099
    4437
    LDT GR
    603
    2115
    RFT
    4176
    4465
    RFT
    4193
    0
    RFT
    4265
    4300
    SEISLOOK
    200
    4474
    VSP
    200
    4474

  • 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
    178.0
    36
    179.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    601.0
    26
    615.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2100.0
    17 1/2
    2115.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3944.0
    12 1/4
    3955.0
    2.05
    LOT
    LINER
    7
    4444.0
    8 3/8
    4478.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    310
    1.08
    3.0
    11.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    615
    1.15
    6.0
    20.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    1375
    1.46
    19.0
    28.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    1766
    1.57
    21.0
    13.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    1971
    1.62
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    2115
    1.62
    26.0
    15.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    2771
    1.65
    26.0
    15.5
    WATER BASED
    06.06.1982
    3228
    1.54
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    3510
    1.61
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    3904
    1.61
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    4039
    1.70
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    4334
    1.80
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    06.06.1982
    4478
    1.81
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    06.06.1982

  • 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
    0.22