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

7220/11-5 S

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.
    7220/11-5 S
    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.
    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.
    PLUGGED
    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.
    7220/11-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN15M02. Inline 2220. crossline 2449
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1690-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    186
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.04.2018
    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.
    08.10.2018
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    08.10.2018
    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.
    08.10.2020
    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.
    08.10.2020
    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.
    NO
    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.
    CARBONIFEROUS
    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.
    FALK 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 PERMIAN
    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.
    ØRN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    386.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3057.0
    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).
    1937.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    90.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    72
    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.
    EARLY 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' 21.13'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 29' 21.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8000277.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    688872.81
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8381

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/11-5 S was drilled to appraise the Alta oil and gas discovery on the Loppa High in the Barents Sea. The well was planned to drill horizontally through the Falk and Ørn formations oil leg in the Alta discovery. The objective was to demonstrate horizontal drillability through karstified and fractured carbonates using currently available technology. If successful, an extended test production was planned.
    Operations and results
    Appraisal well 7220/11-5 S was spudded with the semi-submersible installation Leiv Eiriksson on 6 April 2018. The well was drilled to TD in the 26” hole without significant problems. When installing BOP and riser the BOP suffered severe damage and 26.5 days were spent on repairs. After this drilling commenced without further significant issues. It was drilled vertical down to 1100 m, then building angle landing at 90° at 2375 m (1937 m TVD) in the oil leg in the Late Carboniferous Falk Formation. From this point it was drilled stratigraphically upwards from carbonates and heterolithics of the Falk Formation into younger carbonates of the Early Permian Ørn Formation. Well TD was set at 3057 m (1937 m TVD RKB) in the reef-type facies of the Ørn Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 478 m, with KCl/Polymer/GEM mud from 478 m to 794 m, with Performadril mud from 794 m to 2336 m, and with Baradril-N mud from 664 m to TD.
    Base Triassic/top Falk Formation gas-filled carbonates was encountered at 1911 m (1787 m TVD). The well penetrated a 117-metre TVD gas column in the Carboniferous Falk formation, and a 720-meter horizontal section was drilled in the Falk and Ørn formation. The horizontal section is situated 32 metres under the gas-oil contact at 2161 m (1905 m TVD), and 12 metres TVD over the regional oil-water contact. The reservoir consists of a mix of siliciclastic and carbonate rocks in the Falk formation and carbonate rocks in the Ørn formation from the Late Carboniferous to Early Permian period. The reservoir quality is good to very good.
    Above 1660 m numerous sandstone beds in the Snadd formation, varying in thickness from a meter to ca 20 m, had oil shows in the form of direct and cut fluorescence. Towards the top of the Snadd Formation the shows also included trace to 10% oil staining.
    No cores were cut. No fluid sample was taken on wireline, but extensive fluid sampling was conducted during the production test.
    After reaching final TD on 25 June 2018 the well bore was formally renamed as 7220/11-T-5 S for the long-term test. The well bore was permanently abandoned on 8 October 2018 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    A successful long-term test of approximately two months duration was conducted beginning at 13 July 2018. The first main flow period of 30 days gave a controlled production rate of up to 1200 Sm3/day through a 60/64 inch choke. For the second main flow period of 35 days the rate was increased to up to 3000 Sm3/day through a 118/64 inch choke. The GOR during clean up and first flow period was 105 Sm3/Sm3, increasing to 165 Sm3/Sm3 at higher production rates in the second main flow. Two production logging runs (PLT) were performed during the production tests to measure the contribution from different reservoir zones. The production testing revealed good and very good reservoir properties and production rates without significant breakthrough of water or gas. About 110,000 Sm3 of liquid in total was produced during the test production. The temperature was measured by the downhole gauges during the extended well test. Based on these, the static formation temperature is estimated to be 72°C at 1927 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    3056.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    490.0
    [m]
    DC
    APT
    510.0
    [m]
    DC
    APT
    530.0
    [m]
    DC
    APT
    550.0
    [m]
    DC
    APT
    570.0
    [m]
    DC
    APT
    590.0
    [m]
    DC
    APT

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    0.00
    0.00
    OIL
    31.07.2018 - 16:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    IBC CBL GR
    494
    1667
    IBC CBL GR
    497
    1729
    MRM EZSV
    930
    1036
    MWD LWD - GR RES AC DENS NEU
    410
    3052
    PLT-FSI PCMS GR CCL MAXTRAC
    1805
    3036
    PLT-FSI RST PBMS MAXTRAC
    1800
    3050

  • 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
    477.5
    36
    478.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    787.4
    26
    794.0
    1.40
    FIT
    INTERM.
    10 3/4
    1847.6
    12 1/4
    1862.0
    1.40
    FIT
    LINER
    8 5/8
    2330.0
    9 1/2
    2336.0
    1.35
    FIT
    LINER
    5 1/2
    3051.0
    8 1/2
    3057.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    411
    1.05
    18.0
    SWEEPS
    411
    1.00
    1.0
    Drill water
    424
    1.50
    20.0
    KCL/Gem Kill Mud
    450
    1.05
    18.0
    SWEEPS
    478
    1.05
    20.0
    SWEEPS
    478
    1.50
    17.0
    KCL/Gem Kill Mud
    479
    1.35
    16.0
    KCL/Polymer/GEM
    481
    1.34
    17.0
    KCL/Polymer/GEM
    497
    1.35
    17.0
    KCL/Polymer/GEM
    511
    1.36
    15.0
    KCL/Poly/GEM
    554
    1.39
    18.0
    KCL/Polymer/GEM
    621
    1.40
    19.0
    KCL/Polymer/GEM
    794
    1.39
    24.0
    KCL/Poly/GEM
    794
    1.22
    14.0
    Performadril
    794
    1.03
    10.0
    Sea Water
    794
    1.40
    22.0
    KCL/Poly/GEM
    1075
    1.22
    14.0
    KCL/Gem
    1075
    1.39
    15.0
    KCL/Gem
    1774
    1.39
    16.0
    KCL/Gem
    1774
    1.06
    0.1
    Riser completion fluid
    1774
    1.27
    0.1
    BRINE
    1783
    1.20
    19.0
    Performadril
    1813
    1.22
    18.0
    Performadril
    1847
    1.20
    19.0
    Performadril
    1847
    1.22
    18.0
    Performadril
    2048
    1.22
    17.0
    Performadril
    2105
    1.20
    19.0
    Performadril
    2260
    1.14
    19.0
    Baradril-N
    2289
    1.20
    19.0
    Performadril
    2330
    1.14
    19.0
    BARADRIL-N
    2330
    1.20
    17.0
    Performadril
    2340
    1.14
    11.0
    BARADRIL-N
    2646
    1.15
    12.0
    BARADRIL-N
    2756
    1.15
    12.0
    BARADRIL-N
    2794
    1.14
    11.0
    Performadril
    2794
    1.15
    11.0
    BARADRIL-N
    2810
    1.14
    13.0
    Performadril
    3057
    1.14
    10.0
    Baradril-N
    3057
    1.14
    18.0
    Baradril-N