Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

10/7-1

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.
    10/7-1
    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.
    10/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8726-409 & SP. 3115
    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.
    735-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.06.1992
    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.
    30.07.1992
    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.
    30.07.1994
    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.
    22.04.2005
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    86.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1890.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    67
    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° 28' 23.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 3' 33.21'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6372070.68
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    623496.64
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1972

  • Brønnhistorie
    General
    Well 10/7-1 is located at the southeastern end of the Egersund Basin in the North Sea. The objective of the well was to test the Tott prospect, a faulted anticline over a salt wall. The Middle Jurassic Bryne formation was the primary objective. A thin Sandnes formation sandstone overlying the Bryne was interpreted to be possible at the drilled location.
    Operations and results
    Wildcat well 10/7-1 was spudded with the semi-submersible installation Sonat Arcade Frontier on 28 June 1992 and drilled to TD at 1890 m in the Late Permian Zechstein Group. The well was drilled with seawater and gel down to 793 m and with KCl/polymer mud from 793 m to TD.
    Good reservoir quality sandstones were encountered in both the Sandnes and Bryne formations of the Vestland group. The top of the Sandnes formation was penetrated at 1539 m; top of the Bryne at 1632 m. Total thickness of the Vestland group is 297 m. From drill cuttings, fair to good visible porosity was observed in fine to coarse-grained sandstones throughout the Vestland group. Reservoir quality is good, with a net sand/gross thickness ratio of 54.5% using a 12% porosity cut-off. Using the same cut-off value the average porosity of the reservoir sandstones in the Vestland group is 23.3%. Bathonian age sediments (Bryne Formation) rested directly on Late Permian Zechstein salt at 1836 m. Occasional, spotty shows were observed in cuttings from the Sandnes and Bryne Formations. These marginal shows were interpreted to be sourced from in-situ carbonaceous material and not as migrated hydrocarbons. Analysis of the wire line logs and wire line pressure data clearly indicated that the sandstones of the Vestland group were water bearing. Organic geochemical analyses showed Total Organic Carbon (TOC) from 1.0 to 3.19 % and Hydrogen Index (HI) from 79 to 224 mg HC/g TOC in the Late Jurassic shales, which was classified as a poor oil and gas source. Associated with coals in the Vestland group were gas prone sediments with TOC values ranging from 1.64 - 6.14% and HI values of 118 to 223. The well was found immature for oil and gas generation; maximum vitrinite reflectance, recorded near TD, was 0.45 %Ro. Extractable organic matter contained low to modest amounts of immature hydrocarbons associated with local shales and coals, consistent with the trace shows recorded during drilling.
    One conventional core was cut in the Sandnes formation, from 1561 to 1566.5 m, where the core jammed. The recovered core (3.95 m) consisted of sandstone with a thin claystone/shale bed at the base. Shows were not observed in the core. Core analysis indicated generally fair to good porosity and permeability. FMT pressures also indicated fair to good permeability throughout the Vestland group. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 30 July 1992 as a dry hole.
    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]
    800.00
    1890.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1561.0
    1565.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    4.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    800.0
    [m]
    DC
    RRI
    800.0
    [m]
    DC
    810.0
    [m]
    DC
    RRI
    820.0
    [m]
    DC
    RRI
    830.0
    [m]
    DC
    RRI
    830.0
    [m]
    DC
    860.0
    [m]
    DC
    875.0
    [m]
    DC
    890.0
    [m]
    DC
    920.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    975.0
    [m]
    DC
    1010.0
    [m]
    DC
    1029.0
    [m]
    DC
    1084.0
    [m]
    DC
    1130.0
    [m]
    DC
    1160.0
    [m]
    DC
    1186.5
    [m]
    SWC
    1220.0
    [m]
    DC
    1230.0
    [m]
    DC
    1250.0
    [m]
    DC
    1280.0
    [m]
    DC
    1290.0
    [m]
    DC
    1320.0
    [m]
    DC
    1333.0
    [m]
    SWC
    1350.0
    [m]
    DC
    1370.0
    [m]
    DC
    1378.0
    [m]
    SWC
    1400.0
    [m]
    DC
    1436.5
    [m]
    SWC
    1440.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1460.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1462.0
    [m]
    DC
    1480.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1490.0
    [m]
    DC
    1500.0
    [m]
    DC
    1500.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1510.0
    [m]
    DC
    1520.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1535.0
    [m]
    SWC
    1540.0
    [m]
    DC
    1540.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1545.0
    [m]
    SWC
    1550.0
    [m]
    DC
    1560.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1561.0
    [m]
    DC
    1561.6
    [m]
    C
    1565.0
    [m]
    DC
    1565.2
    [m]
    C
    1581.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1587.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1618.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1619.0
    [m]
    SWC
    1630.0
    [m]
    DC
    1640.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1650.0
    [m]
    DC
    1660.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1660.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1670.0
    [m]
    DC
    1680.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1690.0
    [m]
    DC
    1700.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1710.0
    [m]
    DC
    1715.0
    [m]
    SWC
    1720.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1730.0
    [m]
    DC
    1733.0
    [m]
    SWC
    1740.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1750.0
    [m]
    DC
    1759.0
    [m]
    DC
    1760.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1760.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1765.0
    [m]
    DC
    1775.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    C
    1780.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1805.0
    [m]
    DC
    1805.0
    [m]
    DC
    1820.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1820.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1825.0
    [m]
    SWC
    1830.0
    [m]
    C
    1830.0
    [m]
    DC
    GEUS
    1840.0
    [m]
    C
    1850.0
    [m]
    SWC
    1850.0
    [m]
    DC
    1865.0
    [m]
    C
    1877.0
    [m]
    SWC
    1886.0
    [m]
    SWC
    1890.0
    [m]
    DC
    1890.0
    [m]
    C

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.26

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.32
    pdf
    4.82

  • 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
    0.36
    pdf
    0.14

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.36
    pdf
    7.24
    pdf
    17.96

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    110
    656
    CNL ZDL GR SP CAL
    777
    1888
    DIPMETER
    777
    1888
    DLL MLL AC GR SP CAL
    777
    1888
    FMT GR
    1542
    1823
    MWD EQW
    150
    786
    SONAN
    120
    656
    SWC
    875
    1886
    TEMPERATURE
    110
    665
    VSP ZO
    400
    1845

  • 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
    145.0
    36
    147.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    779.0
    17 1/2
    793.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1890.0
    12 1/4
    1890.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    115
    1.04
    WATER BASED
    132
    1.04
    WATER BASED
    147
    1.04
    WATER BASED
    147
    1.04
    WATER BASED
    505
    1.04
    WATER BASED
    666
    1.20
    38.0
    WATER BASED
    793
    1.11
    WATER BASED
    793
    1.04
    WATER BASED
    804
    1.11
    10.0
    WATER BASED
    889
    1.14
    10.0
    WATER BASED
    987
    1.14
    10.0
    WATER BASED
    1070
    1.14
    10.0
    WATER BASED
    1230
    1.16
    11.0
    WATER BASED
    1230
    1.16
    8.0
    WATER BASED
    1288
    1.26
    36.0
    WATER BASED
    1379
    1.29
    42.0
    WATER BASED
    1541
    1.33
    41.0
    WATER BASED
    1565
    1.37
    44.0
    WATER BASED
    1681
    1.37
    45.0
    WATER BASED
    1842
    1.37
    43.0
    WATER BASED
    1890
    1.37
    43.0
    WATER BASED

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.17