Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7121/1-1 R

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.
    7121/1-1 R
    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.
    BARENTS SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7121/1-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8306 - 211 SP. 1106
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    487-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    158
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.03.1986
    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.
    23.08.1986
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    23.08.1986
    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.
    23.08.1988
    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.
    11.04.2003
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    DRILLING/PLUGGING
    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).
    26.8
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    369.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5000.0
    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).
    5000.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    146
    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 CARBONIFEROUS
    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.
    ØRN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 56' 25.74'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 4' 36.52'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7982512.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    502657.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    896

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7121/1-1 was drilled on the Loppa High in the northern part of the Tromsøflaket area, offshore Northern Norway.
    The primary objective of the 7121/1-1 exploration well was to test the reservoir and hydrocarbon potential of a possible Early Permian (Artinskian) mounded carbonate facies (biohermal build-ups) identified by seismic. Secondary objectives were Late Permian carbonates and Early Carboniferous to Devonian sandstones, Late Carboniferous - Early Permian carbonates, and Triassic sandstones. Finally, the exploration well was designed to fulfill the license's obligatory work program which committed the licensees to drill one wildcat well to test prospects down to rocks of Devonian age or 5000 m, whichever came first.
    Operations and results
    Exploration well 7121/1-1 was spudded on 10 October 1985 in 369 m water depth with the semi-submersible installation "Zapata Ugland". Due to NPD winter season regulations drilling was stopped at 916 m. Drilling of well 7121/1-1R commenced on 19 March 1986 and reached total depth of 5000 m in Late Carboniferous sediments of the Ørn Formation. The well was drilled with sea water and gel down to 1978 m, and with Sea water / gel / polymer from 1978 m to TD. Lost Circulation Material was used below 3370 m. Triassic rocks were encountered at 698 m, unconformably underlying 178 meters of Tertiary claystone and siltstone. The Triassic sediments (2295 m thick) consisted predominantly of very fine clastics with minor interbeds of sandstone, stringers of dolomite and limestone and traces of coal.
    Fair to poor hydrocarbon shows were encountered in some thin and tight sandstones of Late and Middle Triassic age. The only significant hydrocarbon show was encountered in a 11.5 m thick sandstone bed, between 1932.0 and 1943.5 m, where 18.7 % gas (C1 & C4) was measured by the gas detectors. The Paleozoic section (Permian - Late Carboniferous Ørn Formation) was encountered at 2993 m. The section, +2007 m thick, consists predominantly of carbonates (silicified limestones, limestones, dolomitic limestones, dolomitized limestones and dolomites) with minor interbeds of chert, siltstones and anhydrites.& Silicification, re-crystallization and dolomitization are common and only a few intervals show reasonably fair preservation of original depositional textures.
    The prognosed primary objective, Early Permian (Artinskian) mounded carbonate facies (biohermal build-ups), was encountered at 3765-3994 m (thickness 229 m). However, biostratigraphic analysis dates the interval as Late Gzhelian - Early Asselian. Only 12% of the carbonate rocks have porosities above 6.0 % (6.0 - 10.0 %). The porosity types recognized in these thin, widely spaced intervals are intercrystalline - interparticle, moldic and fracture porosities.
    No hydrocarbon shows were encountered while drilling the Paleozoic section and the interpretation of the wireline logs confirmed that the section is 100% water bearing.
    Wellsite and laboratory geochemical analyses of the sediments drilled indicated that the most significant source rock sequences were Early - Middle Triassic shales between 2200 and 2800 m. Source rocks of Permian age were not found. The well was permanently abandoned as a dry hole 23 August 1986.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3137.5
    3138.5
    [m ]
    2
    3385.0
    3386.0
    [m ]
    3
    3511.0
    3513.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    4.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3137-3138m
    Kjerne bilde med dybde: 3385-3386m
    Kjerne bilde med dybde: 3511-3512m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3137-3138m
    3385-3386m
    3511-3512m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2797.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.74

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.93
    pdf
    1.96
    pdf
    1.97
    pdf
    1.70
    pdf
    0.79

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.23
    pdf
    0.39

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4ARM-CAL GR
    900
    2030
    4ARM-CAL GR
    1979
    2800
    CBL VDL
    395
    1979
    DIFL ACL CBL CNL CDL SP CAL GR
    2781
    5002
    DIFL ACL CNL CDL SP CAL GR
    1979
    2805
    DIFL ACLCNL CDL SP CAL GR
    900
    2152
    DIFL LSACL CDL SP CAL GR
    2781
    3368
    MWD DLWD
    900
    3368
    SWC
    938
    2123
    SWC
    2165
    2794
    SWC
    2795
    4995
    TEMP
    1800
    2750
    VSP
    800
    5000

  • 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
    518.0
    36
    526.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    901.0
    22
    916.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    16
    1979.5
    17 1/2
    2154.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    11 3/4
    2784.0
    14 3/4
    2804.0
    1.46
    LOT
    OPEN HOLE
    5000.0
    10 5/8
    5000.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    591
    1.08
    9.0
    WATER BASED
    898
    1.08
    9.0
    WATER BASED
    922
    1.08
    8.0
    WATER BASED
    936
    1.08
    9.0
    WATER BASED
    965
    1.10
    8.0
    WATER BASED
    1121
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1131
    1.13
    13.0
    WATER BASED
    1207
    1.13
    8.0
    WATER BASED
    1244
    1.14
    10.0
    WATER BASED
    1260
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1280
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1292
    1.14
    13.0
    WATER BASED
    1337
    1.13
    9.0
    WATER BASED
    1423
    1.14
    13.0
    WATER BASED
    1487
    1.15
    14.0
    WATER BASED
    1515
    1.13
    9.0
    WATER BASED
    1527
    1.13
    9.0
    WATER BASED
    1576
    1.13
    9.0
    WATER BASED
    1618
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1650
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1672
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1700
    1.13
    14.0
    WATER BASED
    1711
    1.13
    11.0
    WATER BASED
    1739
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1760
    1.13
    12.0
    WATER BASED
    1815
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1835
    1.13
    12.0
    WATER BASED
    1884
    1.13
    8.0
    WATER BASED
    1907
    1.13
    12.0
    WATER BASED
    1925
    1.13
    8.0
    WATER BASED
    1933
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1942
    1.13
    11.0
    WATER BASED
    1960
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1993
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    1994
    1.13
    11.0
    WATER BASED
    2039
    1.13
    11.0
    WATER BASED
    2056
    1.13
    11.0
    WATER BASED
    2064
    1.13
    8.0
    WATER BASED
    2107
    1.14
    9.0
    WATER BASED
    2113
    1.13
    13.0
    WATER BASED
    2115
    1.13
    9.0
    WATER BASED
    2120
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    2152
    1.13
    8.0
    WATER BASED
    2153
    1.15
    8.0
    WATER BASED
    2154
    1.13
    13.0
    WATER BASED
    2175
    1.13
    8.0
    WATER BASED
    2231
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    2236
    1.13
    10.0
    WATER BASED
    2350
    1.13
    15.0
    WATER BASED
    2407
    1.13
    14.0
    WATER BASED
    2518
    1.13
    14.0
    WATER BASED
    2555
    1.15
    12.0
    WATER BASED
    2620
    1.21
    15.0
    WATER BASED
    2663
    1.26
    17.0
    WATER BASED
    2702
    1.32
    19.0
    WATER BASED
    2721
    1.32
    20.0
    WATER BASED
    2804
    1.32
    20.0
    WATER BASED
    2817
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    2845
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    2900
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    2967
    1.20
    10.0
    WATER BASED
    2987
    1.17
    11.0
    WATER BASED
    2998
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    3056
    1.20
    13.0
    WATER BASED
    3117
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    3138
    1.17
    10.0
    WATER BASED
    3138
    1.17
    11.0
    WATER BASED
    3140
    1.17
    11.0
    WATER BASED
    3181
    1.17
    11.0
    WATER BASED
    3205
    1.17
    11.0
    WATER BASED
    3310
    1.17
    13.0
    WATER BASED
    3370
    1.06
    4.0
    WATER BASED
    3386
    1.08
    11.0
    WATER BASED
    3460
    1.08
    12.0
    WATER BASED
    3479
    1.08
    10.0
    WATER BASED
    3513
    1.08
    12.0
    WATER BASED
    3684
    1.07
    8.0
    WATER BASED
    3924
    1.07
    10.0
    WATER BASED
    4116
    1.08
    11.0
    WATER BASED
    4299
    1.09
    12.0
    WATER BASED
    4406
    1.09
    12.0
    WATER BASED
    4469
    1.09
    11.0
    WATER BASED
    4695
    1.09
    11.0
    WATER BASED
    4887
    1.09
    12.0
    WATER BASED
    4988
    1.09
    12.0
    WATER BASED
    5000
    1.09
    10.0
    WATER BASED