Gi hele eller deler av navn på brønnbane, lisens, felt , selskap, innretning etc. Feks. Aker, Statfjord, 24/12, ABP21014. Det søkes ikke i innholdet i sidene.
Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
7220/11-3 A
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).
APPRAISAL
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.
PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
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.
ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
7220/11-3
Seismisk lokalisering
Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
LN12M01 inline 29006 xline 24350
Boreoperatør
Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
Lundin Norway AS
Boretillatelse
Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
1598-L
Utvinningstill. ved brønnhodeposisjon
Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.
Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
02.09.2015
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.
29.09.2015
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.
29.09.2017
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.
29.09.2017
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.
APPRAISAL
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.
OIL/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.
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.
KLAPPMYSS 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 TRIASSIC
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.
NO FORMAL NAME
Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
30.0
Vanndybde ved midlere havflate [m]
Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
397.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
2135.0
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).
1992.0
Maks inklinasjon [°]
Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
41.3
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.
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.
ØRN FM
Geodetisk datum
Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
ED50
NS grader
Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
72° 1' 12.62'' N
ØV grader
Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
20° 31' 41.23'' E
NS UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
8000137.25
ØV UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
690231.43
UTM sone
Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
33
NPDID for brønnbanen
Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
Well 7220/11-3 A is a geological sidetrack to well 7220/11-3, which confirmed oil and gas in Triassic conglomerates and Permian carbonates in a central position on the Alta discovery. The Alta structure lie on the southern Loppa High in the Barents Sea. Well 7220/11-3 did not penetrated to the oil-water contact. The primary objective of the sidetrack was to prove the presence and thickness of the Early Triassic conglomerates ca 400 m to the east of the main wellbore and to confirm hydrocarbon columns and fluid contacts similar to those established in the 7220/11-1 discovery well.
Operations and results
Appraisal well 7220/11-3 A was kicked off from 1105 m in the 7220/11-3 main bore on 2 September 2015. It was drilled with the semi-submersible installation Island Innovator to 1240 m where it was aborted due to steering problems. The wellbore was plugged back and successfully sidetracked. It was drilled with no significant further issues to a total depth of 2135 m (1991.8 m TVD) in Permian carbonates of the Ørn Formation. The well was drilled with AquaDrill mud from kick-off to TD.
The geological sidetrack proved a total hydrocarbon column height of 74 m comprising 30 m of gas over 44 m of oil. The column extended from 2013 m (1880 m TVD) in the upper Klappmyss Formation down to a free-water level estimated to be at 2094 m (1954 m TVD) in Early Triassic conglomerates. The gas-oil contact was established at 2046 m (1910 m TVD). The pressures and gradients were found to be comparable with those established in the 7220/11-3 main well and in the 7220/11-1 discovery well. Numerous oil shows were described in siltstones and sandstones below 1100 m in the Snadd and Kobbe formations. Shows were described also below the hydrocarbon-bearing reservoir all through down to TD.
Two cores were cut from 2015.0 to 2094.5 m with 100% recovery. MDT fluid samples were taken at 2121.2 m (water), 2064 m (oil), and 2013.4 m (gas).
Due to concerns of possible severe losses occurring while the reservoir was exposed, drilling was terminated prior to penetrating the lowermost Ørn Formation carbonates, which were believed to pose the highest risk of losses. The wellbore was suspended on 29 September 2015 after installing a 7" liner. Further drilling and testing would be done in a later re-entry. The well is classified as an oil and gas appraisal well.
PDF