Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

3/7-7

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.
    3/7-7
    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
    Pressemelding
    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.
    3/7-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Seismic survey GD04M01-inline 1570 & x-line 1410
    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.
    DONG E&P Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1198-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.09.2008
    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.
    27.10.2008
    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.
    27.10.2010
    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.
    27.10.2010
    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.
    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).
    42.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    65.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3930.0
    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).
    3930.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    127
    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 JURASSIC
    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.
    HAUGESUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 24' 10.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 18' 3.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6251825.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    580287.68
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5932

  • Brønnhistorie
    General
    Well 3/7-7 was drilled on the Marsvin prospect in the southern Søgne Basin, close to the Danish border in the southern North Sea. The objective of the well was to explore the hydrocarbon potential in Kimmeridgian-Volgian age ("Intra Farsund") sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 2/7-7 was spudded with the jack-up installation Mærsk Guardian on 3 September 2008 and drilled to TD at 3930 m, 73 m into the Late Jurassic Haugesund Formation. The well was drilled very efficiently, except for very low penetration rate when drilling in hard marls in the Ekofisk/Tor Formations. The well was drilled with Seawater/spud mud down to 655 m, with KCl polymer mud from 655 to 1308 m, and with CARBO-SEA oil based mud from 1308 m to TD.
    The Marsvin 3/7-7 well penetrated four Kimmeridgian age sandstones in the interval 3457 to 3813 m: two J63 sandstones and two J62 sandstones interbedded in Farsund Formation shales. From petrophysical analyses the four sandstones comprised a total of 143 m gross and 106 m net reservoir with porosities in the range 17.5 to 22.4% and an average permeability of 108 mD. All reservoirs were water wet.
    Very weak shows, just above that of OBM, were seen in the upper J62 sandstone (3770 to 3813 m), otherwise no oil shows were reported from the well, or they were masked by the base oil in the mud. Similar observation was made in post-well geochemical analyses of samples from the well; all migrated hydrocarbons and even the total organic carbon in cuttings and side wall cores samples were overprinted by the oil base, only the core samples from the lower J62 sandstone clearly showed migrated hydrocarbons.
    One core was cut in the lowermost J62 sandstone from 3776.0 m - 3830.5 m, a total of 54.5 m, with a recovery of 99%. RCI wire line water samples were taken at 3748.5 m and at 3799.8 m.
    The well was permanently abandoned on 27 October 2008 as a 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]
    220.00
    3930.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3776.0
    3830.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    54.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    670.0
    [m]
    DC
    DONG
    1320.0
    [m]
    DC
    DONG
    1390.0
    [m]
    DC
    DONG
    1400.0
    [m]
    DC
    DONG
    1410.0
    [m]
    DC
    DONG
    1420.0
    [m]
    DC
    DONG
    2060.0
    [m]
    DC
    DONG
    2080.0
    [m]
    DC
    DONG
    2120.0
    [m]
    DC
    DONG
    2140.0
    [m]
    DC
    DONG
    2850.0
    [m]
    DC
    DONG
    2860.0
    [m]
    DC
    DONG
    2870.0
    [m]
    DC
    DONG
    2880.0
    [m]
    DC
    DONG
    2890.0
    [m]
    DC
    DONG
    2900.0
    [m]
    DC
    DONG
    2910.0
    [m]
    DC
    DONG
    2920.0
    [m]
    DC
    DONG
    2930.0
    [m]
    DC
    DONG
    2940.0
    [m]
    DC
    DONG
    3391.0
    [m]
    DC
    DONG
    3409.0
    [m]
    DC
    DONG
    3418.0
    [m]
    DC
    DONG
    3421.0
    [m]
    DC
    DONG
    3424.0
    [m]
    DC
    DONG
    3427.0
    [m]
    DC
    DONG
    3433.0
    [m]
    DC
    DONG
    3439.0
    [m]
    DC
    DONG
    3442.0
    [m]
    DC
    DONG
    3454.0
    [m]
    DC
    DONG
    3457.0
    [m]
    DC
    DONG
    3472.0
    [m]
    DC
    DONG
    3478.0
    [m]
    DC
    DONG
    3502.0
    [m]
    DC
    DONG
    3508.0
    [m]
    DC
    DONG
    3556.0
    [m]
    DC
    DONG
    3568.0
    [m]
    DC
    DONG
    3598.0
    [m]
    DC
    DONG
    3601.0
    [m]
    DC
    DONG
    3646.0
    [m]
    DC
    DONG
    3652.0
    [m]
    DC
    DONG
    3700.0
    [m]
    DC
    DONG
    3703.0
    [m]
    DC
    DONG
    3730.0
    [m]
    DC
    DONG
    3736.0
    [m]
    DC
    DONG
    3757.0
    [m]
    DC
    DONG
    3766.0
    [m]
    DC
    DONG
    3779.0
    [m]
    C
    DONG
    3783.0
    [m]
    C
    DONG
    3797.0
    [m]
    C
    DONG
    3803.0
    [m]
    C
    DONG
    3814.0
    [m]
    C
    DONG
    3822.0
    [m]
    C
    DONG
    3829.0
    [m]
    C
    DONG
    3835.0
    [m]
    DC
    DONG
    3847.0
    [m]
    DC
    DONG
    3862.0
    [m]
    DC
    DONG
    3871.0
    [m]
    DC
    DONG
    3883.0
    [m]
    DC
    DONG
    3895.0
    [m]
    DC
    DONG
    3904.0
    [m]
    DC
    DONG
    3913.0
    [m]
    DC
    DONG
    3922.0
    [m]
    DC
    DONG
    3930.0
    [m]
    DC
    DONG

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.23

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSL
    200
    3431
    DSL HDIL XMAC ZDL CN
    3428
    3929
    LWD - GR EWR PWD D&I
    216
    1308
    LWD - GR EWR PWD D&I
    2965
    3930
    LWD - PDGR GR EWR PW D D&1
    1308
    2965
    RCI SV GR
    3460
    3800
    SWC GR
    3440
    3920
    VSP GWV GR
    2115
    3915
    ZDL XMAC
    3182
    3431

  • 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
    206.0
    36
    216.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    646.0
    24
    655.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1304.0
    17 1/2
    1308.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3429.0
    12 1/4
    3434.0
    1.56
    LOT
    OPEN HOLE
    3930.0
    8 1/2
    3930.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    655
    1.30
    16.0
    Polymer
    955
    1.39
    20.0
    Polymer
    1308
    1.39
    24.0
    Polymer
    1465
    1.56
    42.0
    Oil (regular)
    3097
    1.56
    21.0
    Oil (regular)
    3122
    1.56
    32.0
    Oil (regular)
    3278
    1.62
    40.0
    Oil (regular)
    3434
    1.57
    33.0
    Oil (regular)
    3596
    1.60
    33.0
    Oil (regular)
    3930
    1.61
    37.0
    Oil (regular)