Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7220/2-1

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.
    7220/2-1
    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
    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
    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.
    7220/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    WG0901:inline1591 & xline 9391
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1543-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    14
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.09.2014
    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.
    10.10.2014
    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.
    10.10.2016
    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.
    12.10.2016
    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.
    GAS
    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.
    MIDDLE 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.
    STØ FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    NORDMELA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    429.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1594.0
    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).
    1590.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.6
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 48' 43.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 33' 26.97'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8088240.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    683076.25
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7558

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/2-1 was drilled to test the Isfjell prospect in the Bjørnøyrenna Fault Complex between the Bjørnøya Basin and the Loppa High in the western Barents Sea. The main purpose of the well was to test the hydrocarbon potential and phase in the Stø, Nordmela and Tubåen formations of Early - Middle Jurassic age. The Snadd Formation was a secondary target.
    Operations and results
    Wildcat well 7220/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Spitsbergen on 26 August 2014. After drilling the 36" section down to 501 m the well was set on hold while drilling a separate 9 7/8" pilot hole (7220/2-U-2) from seabed to 678 m to look for shallow gas. No shallow gas was seen. After this, on 28 August, the rig was moved to drill the 7125/4-3 Ensis well. On 22 September, the rig returned to location and drilling of the main well commenced to TD at 1594 m in the Late Triassic Snadd Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater down to 678 m and with KCl/Polymer/Glycol from 678 m to TD.
    The well penetrated Quaternary and Tertiary claystones as well as Jurassic and Triassic sandstones, claystones and siltstones. Top Stø Formation was penetrated at 828 m. Gas was present in Stø and Nordmela formations with a possible GOC at 912 m and a thin (2 m) oil leg. The oil was indicated from resistivity, hydrocarbon core scanner and core extracts. Below the oil, there were good shows down to 922 m. Organic geochemical analyses proved the gas to be thermogenic in origin with no sign of biodegradation. No hydrocarbon indications were observed in the Snadd Formation.
    Three cores were cut. Core 1 was cut from 800 to 827 m in the overburden Kolmule shale for rock mechanical purposes. Cores 2 and 3 were cut from 834 to 936.5 m in the reservoir section. MDT gas samples were taken at 886.6 m, while water samples were taken at 983 m.
    The well was permanently abandoned on 10 October 2014 as a gas discovery.
    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]
    680.00
    1594.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    800.0
    826.6
    [m ]
    2
    834.0
    889.1
    [m ]
    3
    889.1
    933.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    126.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    680.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    690.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    710.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    730.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    750.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    779.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    782.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    788.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    794.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.2
    [m]
    C
    ROBERT
    804.5
    [m]
    C
    ROBERT
    808.4
    [m]
    C
    ROBERT
    811.6
    [m]
    C
    ROBERT
    814.6
    [m]
    C
    ROBERT
    821.3
    [m]
    C
    ROBERT
    823.5
    [m]
    C
    ROBERT
    824.3
    [m]
    C
    ROBERT
    825.5
    [m]
    C
    ROBERT
    826.3
    [m]
    C
    ROBERT
    834.4
    [m]
    C
    ROBERT
    838.9
    [m]
    C
    ROBERT
    842.9
    [m]
    C
    ROBERT
    847.5
    [m]
    C
    ROBERT
    851.9
    [m]
    C
    ROBERT
    856.3
    [m]
    C
    ROBERT
    861.9
    [m]
    C
    ROBERT
    868.0
    [m]
    C
    ROBERT
    875.8
    [m]
    C
    ROBERT
    877.7
    [m]
    C
    ROBERT
    883.5
    [m]
    C
    ROBERT
    888.4
    [m]
    C
    ROBERT
    890.4
    [m]
    C
    ROBERT
    894.6
    [m]
    C
    ROBERT
    899.3
    [m]
    C
    ROBERT
    901.7
    [m]
    C
    ROBERT
    908.5
    [m]
    C
    ROBERT
    914.3
    [m]
    C
    ROBERT
    919.4
    [m]
    C
    ROBERT
    923.8
    [m]
    C
    ROBERT
    927.8
    [m]
    C
    ROBERT
    932.3
    [m]
    C
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    945.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    955.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    965.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    975.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    985.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    995.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1015.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1035.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1055.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1075.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1090.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1095.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1115.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1125.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1130.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1190.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1250.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1310.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1370.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1410.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1490.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1550.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1565.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1579.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1594.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT
    828
    1559
    MWD - ARC6 TELE675
    678
    773
    MWD - PERI15
    773
    1594
    MWD- TELE ARCVRES9
    510
    640
    PEX HRLA MSIP
    767
    1591
    VSI4
    422
    1520

  • 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
    517.0
    36
    520.2
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    670.7
    17 1/2
    678.5
    1.19
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    767.2
    12 1/4
    773.5
    1.45
    FIT
    OPEN HOLE
    1594.0
    8 1/2
    1594.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    529
    1.20
    52.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    678
    1.14
    18.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    678
    1.14
    27.0
    KCl/Polymer/GEM
    740
    1.14
    19.0
    KCl/Polymer/Glycol
    800
    1.17
    19.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    935
    1.17
    30.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1202
    1.16
    49.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1594
    1.16
    58.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol