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

7120/12-3

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.
    7120/12-3
    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
    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.
    7120/12-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    513-350 SP 1545 AND 573-110 SP 1624
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    367-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.03.1983
    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.
    05.05.1983
    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.
    05.05.1985
    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.
    11.02.2005
    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.
    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
    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.
    185.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2523.0
    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).
    2522.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    118
    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° 11' 43.31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 46' 43.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7899413.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492041.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/12-3 is located in the Hammerfest Basin, south of the Snøhvit area. The primary objective was to test a sandstone reservoir of Middle to Early Jurassic age on a structure (Alke North) separate from the Alke Structure tested in well 7120/12-1 and 7120/12-2. A secondary objective was to test Middle Triassic sandstones, providing the Jurassic reservoir proved a gas column greater than 60 m. The well was planned to be drilled to 2498 + 30 m or to 3312 +100 m if the Jurassic test was positive.
    Operations and results
    Wildcat well 7120/12-3 was spudded with the semi-submersible installation on 16 March 1983 and drilled to TD at 2523 m in the Late Triassic Fruholmen Formation. Swelling shales and some tight hole problems occurred in the 17 1/2" section; otherwise no significant problems were encountered during drilling. The well was drilled using seawater / bentonite / hi-vis pills down to 605 m and with a gypsum / polymer mud from 605 m to TD.
    The Middle to Early Jurassic sandstone reservoir was found gas bearing from 2157.5 to 2182.5 m (upper part of Stø Formation) where the gas/water contact was established. The reservoir consisted of very fine to fine, relatively homogeneous and clean sandstones made up of clear quartz with traces of mica, glauconite and carbonaceous material. From wire line logs the net pay was calculated to be 24 m, with an average porosity of 17 % and an average water saturation of 17 %. Traces of very weak shows were described from cuttings and sidewall cores between 1945 m to  2148.5 m in shales of the Late Jurassic  Hekkingen and Fuglen Formation, reflecting the high organic content of these shales. Direct shows were only seen in the lower part of the gas-bearing reservoir from 2170 m to 2182.5 m. They appeared on sandstones as traces of dull yellow fluorescence with weak slow streaming dull yellow to white crush cut, no stain or residue were detected. Very weak shows were detected in shales from 2260 m (cuttings) and 2505,5 m (side wall core).
    One core was taken in the water zone in the Stø Formation from 2195 to 2213 m. The recovery was 100 %, and the lithology was fine to very fine-grained sandstones, moderately silica cemented with irregular argillaceous laminae. RFT pressure recordings and sampling were successfully performed over the reservoir interval. The gas gradient was found to be 0.029 bar/m equivalent to a density of 0.29 g/cm3. The underlying water gradient was 0.109 bar/m corresponding to a density of 1.12 g/cm3. Three RFT segregated samples were taken, at 2160 m, 2172.5 m, and 2178.5 m, all recovered dry gas and minor amounts of water/mud filtrate.
    Due to the small gas column in the Jurassic the well was not deepened to test the Middle Triassic sandstones. It was permanently abandoned as a gas discovery on 5 May 1983.
    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]
    280.00
    2523.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2195.0
    2213.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2195-2198m
    Kjerne bilde med dybde: 2198-2201m
    Kjerne bilde med dybde: 2201-2204m
    Kjerne bilde med dybde: 2204-2207m
    Kjerne bilde med dybde: 2207-2210m
    2195-2198m
    2198-2201m
    2201-2204m
    2204-2207m
    2207-2210m
    Kjerne bilde med dybde: 2210-2213m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2210-2213m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    695.0
    [m]
    SWC
    IKU
    709.0
    [m]
    SWC
    IKU
    721.0
    [m]
    SWC
    IKU
    747.0
    [m]
    SWC
    IKU
    778.5
    [m]
    SWC
    IKU
    907.5
    [m]
    SWC
    IKU
    935.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1019.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1040.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1207.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1225.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1241.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1292.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1317.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1355.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1380.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1409.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1465.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1496.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1502.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1506.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1539.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1557.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1566.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1571.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1586.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1622.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1647.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1696.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1723.3
    [m]
    SWC
    IKU
    1762.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1770.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1781.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1796.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1830.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1856.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1886.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1894.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1903.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1939.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1945.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1951.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1957.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2048.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2097.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2105.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2130.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2140.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2148.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2155.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2195.8
    [m]
    C
    IKU
    2199.3
    [m]
    C
    IKU
    2206.9
    [m]
    C
    IKU
    2210.0
    [m]
    C
    IKU
    2211.4
    [m]
    C
    IKU
    2251.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2458.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2513.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2523.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2523.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.16
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.30
    pdf
    1.37

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    225
    1480
    CST
    695
    1506
    CST
    1507
    1957
    CST
    1982
    2523
    DLL GR
    2140
    2520
    HDT
    585
    2522
    ISF LSS GR
    268
    1510
    ISF LSS GR
    2230
    2524
    ISF MSFL LSS GR
    1487
    2265
    LDT CNL GR
    1487
    2523
    LDT GR
    268
    1512
    RFT
    2172
    2172
    RFT
    2178
    2178
    RFT
    2180
    2218
    VELOCITY
    382
    2522

  • 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
    269.0
    36
    274.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    586.0
    26
    605.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1485.0
    17 1/2
    1515.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    2523.0
    12 1/4
    2523.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    274
    1.03
    spud mud
    585
    1.10
    42.0
    6.0
    spud mud
    1130
    1.20
    50.0
    11.0
    water based
    1515
    1.25
    60.0
    17.0
    water based
    2140
    1.35
    55.0
    10.0
    water based
    2523
    1.35
    50.0
    10.0
    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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27