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

7120/8-4

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.
    7120/8-4
    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.
    BARENTS SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7120/8-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST8320R00 & crossline 1919 & inline 304
    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.
    StatoilHydro ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1140-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    27
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.11.2007
    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.
    10.12.2007
    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.
    10.12.2009
    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.
    10.12.2009
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    275.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2697.0
    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).
    2696.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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 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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 28' 36.76'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 26' 44.22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7930889.05
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    480342.17
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5572

  • Brønnhistorie
    Well 7120/8-4 was drilled on the Askeladd Beta prospect in block 7120/8 about 6 kilometres south-west of the Snøhvit field and 150 kilometres north-west of Hammerfest. The purpose of the well was to prove hydrocarbons in Jurassic sandstones as additional resources for a potential expansion of the LNG plant on Melkøya.
    Operations and results
    A 9 7/8" pilot hole (7120/8-U-4) was first drilled to 500 m to detect possible shallow gas in a zone at 370 m. No shallow gas was detected. Wildcat well 7120/8-4 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 14 November 2007 and drilled to TD at 2697 m in the Late Triassic Fruholmen Formation. Boulders were encountered in the 36" top hole section. No significant problems were encountered during the operations. The well was drilled with spud mud/high viscosity sweeps and returns to seafloor down to 1246 m and with Formpro WBM from 1246 m to TD.
    Top Stø and Tubåen Formations were penetrated at 2263.8 and 2495.7 m respectively. The well was dry, with only traces of hydrocarbons. However, in the Stø and Fruholmen Formations significant background gas and residual oil from the interpretation shows that this structure might have been hydrocarbon filled formerly. The presence of kerogens in the Stø Formation gave a general spotty direct HC fluorescence and a weak cut reaction (with 2-iso-proponol) in zones rich in siltstones or in some of the zones packed with kaolinittic matrix/cement. One particular stringer of calcareous sandstone, at 2325 ? 2332 m, gave a particular good HC-fluorescence as well as the cut reaction. The appearance of fluorescence was generally absent below 2523 m.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 10 December 2007 as 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]
    1260.00
    2697.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1260.0
    [m]
    DC
    APT
    1280.0
    [m]
    DC
    APT
    1300.0
    [m]
    DC
    APT
    1320.0
    [m]
    DC
    APT
    1340.0
    [m]
    DC
    APT
    1360.0
    [m]
    DC
    APT
    1380.0
    [m]
    DC
    APT
    1400.0
    [m]
    DC
    APT
    1420.0
    [m]
    DC
    APT
    1440.0
    [m]
    DC
    APT
    1460.0
    [m]
    DC
    APT
    1480.0
    [m]
    DC
    APT
    1500.0
    [m]
    DC
    APT
    1520.0
    [m]
    DC
    APT
    1540.0
    [m]
    DC
    APT
    1560.0
    [m]
    DC
    APT
    1580.0
    [m]
    DC
    APT
    1600.0
    [m]
    DC
    APT
    1620.0
    [m]
    DC
    APT
    1640.0
    [m]
    DC
    APT
    1660.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    APT
    1700.0
    [m]
    DC
    APT
    1720.0
    [m]
    DC
    APT
    1740.0
    [m]
    DC
    APT
    1760.0
    [m]
    DC
    APT
    1780.0
    [m]
    DC
    APT
    1800.0
    [m]
    DC
    APT
    1820.0
    [m]
    DC
    APT
    1840.0
    [m]
    DC
    APT
    1860.0
    [m]
    DC
    APT
    1880.0
    [m]
    DC
    APT
    1900.0
    [m]
    DC
    APT
    1920.0
    [m]
    DC
    APT
    1940.0
    [m]
    DC
    APT
    1960.0
    [m]
    DC
    APT
    1980.0
    [m]
    DC
    APT
    2000.0
    [m]
    DC
    APT
    2020.0
    [m]
    DC
    APT
    2040.0
    [m]
    DC
    APT
    2060.0
    [m]
    DC
    APT
    2080.0
    [m]
    DC
    APT
    2100.0
    [m]
    DC
    APT
    2110.0
    [m]
    DC
    APT
    2120.0
    [m]
    DC
    APT
    2130.0
    [m]
    DC
    APT
    2140.0
    [m]
    DC
    APT
    2150.0
    [m]
    DC
    APT
    2160.0
    [m]
    DC
    APT
    2170.0
    [m]
    DC
    APT
    2180.0
    [m]
    DC
    APT
    2190.0
    [m]
    DC
    APT
    2200.0
    [m]
    DC
    APT
    2210.0
    [m]
    DC
    APT
    2220.0
    [m]
    DC
    APT
    2230.0
    [m]
    DC
    APT
    2240.0
    [m]
    DC
    APT
    2250.0
    [m]
    DC
    APT
    2256.0
    [m]
    DC
    APT
    2262.0
    [m]
    DC
    APT
    2268.0
    [m]
    DC
    APT
    2274.0
    [m]
    DC
    APT
    2280.0
    [m]
    DC
    APT
    2286.0
    [m]
    DC
    APT
    2292.0
    [m]
    DC
    APT
    2298.0
    [m]
    DC
    APT
    2304.0
    [m]
    DC
    APT
    2310.0
    [m]
    DC
    APT
    2316.0
    [m]
    DC
    APT
    2322.0
    [m]
    DC
    APT
    2328.0
    [m]
    DC
    APT
    2334.0
    [m]
    DC
    APT
    2340.0
    [m]
    DC
    APT
    2346.0
    [m]
    DC
    APT
    2352.0
    [m]
    DC
    APT
    2358.0
    [m]
    DC
    APT
    2364.0
    [m]
    DC
    APT
    2370.0
    [m]
    DC
    APT
    2376.0
    [m]
    DC
    APT
    2382.0
    [m]
    DC
    APT
    2394.0
    [m]
    DC
    APT
    2412.0
    [m]
    DC
    APT
    2418.0
    [m]
    DC
    APT
    2430.0
    [m]
    DC
    APT
    2436.0
    [m]
    DC
    APT
    2454.0
    [m]
    DC
    APT
    2460.0
    [m]
    DC
    APT
    2466.0
    [m]
    DC
    APT
    2472.0
    [m]
    DC
    APT
    2478.0
    [m]
    DC
    APT
    2484.0
    [m]
    DC
    APT
    2490.0
    [m]
    DC
    APT
    2496.0
    [m]
    DC
    APT
    2502.0
    [m]
    DC
    APT
    2508.0
    [m]
    DC
    APT
    2514.0
    [m]
    DC
    APT
    2526.0
    [m]
    DC
    APT
    2532.0
    [m]
    DC
    APT
    2538.0
    [m]
    DC
    APT
    2544.0
    [m]
    DC
    APT
    2550.0
    [m]
    DC
    APT
    2556.0
    [m]
    DC
    APT
    2562.0
    [m]
    DC
    APT
    2574.0
    [m]
    DC
    APT
    2586.0
    [m]
    DC
    APT
    2592.0
    [m]
    DC
    APT
    2598.0
    [m]
    DC
    APT
    2610.0
    [m]
    DC
    APT
    2622.0
    [m]
    DC
    APT
    2628.0
    [m]
    DC
    APT
    2640.0
    [m]
    DC
    APT
    2652.0
    [m]
    DC
    APT
    2658.0
    [m]
    DC
    APT
    2664.0
    [m]
    DC
    APT
    2670.0
    [m]
    DC
    APT
    2676.0
    [m]
    DC
    APT
    2682.0
    [m]
    DC
    APT
    2688.0
    [m]
    DC
    APT
    2697.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.30

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT PRETEST
    2265
    2678
    MWD - ARCVRES8-POWERPULSE
    351
    1252
    MWD - GVR6-ARCVRES6 POWERPULSE
    2250
    2697
    MWD - GVR8 ARCVRES8 POWERPULSE
    1252
    2250
    MWD - POWERPULSE
    275
    351
    PEX HNGS MSIP
    1250
    2697
    VSP
    347
    2680

  • 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
    346.0
    36
    351.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1244.0
    17 1/2
    1252.0
    2.05
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2249.0
    12 1/4
    2250.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2697.0
    8 1/2
    2697.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1528
    1.26
    15.0
    FORMPRO
    1949
    1.26
    15.0
    FORMPRO
    2250
    1.30
    16.0
    FORMPRO
    2262
    1.30
    20.0
    FORMPRO

  • 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
    0.28