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

7220/5-3

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.
    7220/5-3
    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
    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.
    7220/5-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST13M07-BIN. Inline: 12025. Xline: 10432
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1719-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    30
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.09.2018
    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.
    26.10.2018
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    26.10.2018
    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.
    26.10.2020
    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.
    26.10.2020
    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.
    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.
    OIL
    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).
    32.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    409.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1782.0
    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).
    1782.0
    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.
    72° 35' 53.36'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 22' 59.75'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8063927.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    679491.33
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8539

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/5-3 was drilled to test the Skruis prospect on the Polhem Sub-platform 12 kilometres north of the 7220/8-1 Skrugard discovery in the Barents Sea. The primary objective was to prove petroleum in reservoir rocks from the Early-Middle Jurassic Age (the Stø and Nordmela formations). The secondary objective was to prove petroleum in reservoir rocks from the Early Jurassic Age (the Tubåen Formation).
    Operations and results
    Wildcat well 7220/5-3 was spudded with the semi-submersible installation Songa Enabler on 27 September 2018 and drilled to TD at 1782 m in the Late Triassic Fruholmen Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 493 m, with KCl/Polymer/GEM mud from 493 to 1030 m, and with Enviromul oil-based mud from 1030 m to TD.
    Top Stø Formation was encountered at 1413 m and contained a total oil column of about 35 m, 30 m of which was effective reservoir in sandstone with moderate to good reservoir quality. The oil/water contact was encountered at 1449 m, and good oil shows down to 1462 m, described with direct and cut fluorescence and light brown staining. The Stø Formation has about 30 meters of water-bearing sandstone below the oil/water contact, with mainly good reservoir properties. The Nordmela Formation has water-bearing sandstone layers totalling more than 100 meters with moderate to good reservoir quality. In the Tubåen Formation, the sandstone layers have moderate to good reservoir properties.
    No shows are reported outside of the Stø and Nordmela reservoir.
    One 72.4 m long core was cut from 1424 to 1496 m in the Stø and Nordmela formations. MDT fluid samples were taken at 1414.2 m (oil), 1426 m (oil), 1448 m (oil), and 1459 m (water).
    The well was permanently abandoned on 26 October 2018 as an oil 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]
    620.00
    1782.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1424.0
    1496.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    72.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    710.0
    [m]
    DC
    CGG
    730.0
    [m]
    DC
    CGG
    750.0
    [m]
    DC
    CGG
    770.0
    [m]
    DC
    CGG
    790.0
    [m]
    DC
    CGG
    810.0
    [m]
    DC
    CGG
    830.0
    [m]
    DC
    CGG
    850.0
    [m]
    DC
    CGG
    870.0
    [m]
    DC
    CGG
    900.0
    [m]
    DC
    CGG
    910.0
    [m]
    DC
    CGG
    930.0
    [m]
    DC
    CGG
    950.0
    [m]
    DC
    CGG
    970.0
    [m]
    DC
    CGG
    990.0
    [m]
    DC
    CGG
    1010.0
    [m]
    DC
    CGG
    1030.0
    [m]
    DC
    CGG
    1050.0
    [m]
    DC
    CGG
    1070.0
    [m]
    DC
    CGG
    1090.0
    [m]
    DC
    CGG
    1110.0
    [m]
    DC
    CGG
    1130.0
    [m]
    DC
    CGG
    1150.0
    [m]
    DC
    CGG
    1170.0
    [m]
    DC
    CGG
    1190.0
    [m]
    DC
    CGG
    1210.0
    [m]
    DC
    CGG
    1230.0
    [m]
    DC
    CGG
    1250.0
    [m]
    DC
    CGG
    1270.0
    [m]
    DC
    CGG
    1290.0
    [m]
    DC
    CGG
    1310.0
    [m]
    DC
    CGG
    1330.0
    [m]
    DC
    CGG
    1348.0
    [m]
    DC
    CGG
    1355.0
    [m]
    DC
    CGG
    1357.0
    [m]
    DC
    CGG
    1363.0
    [m]
    DC
    CGG
    1364.5
    [m]
    SWC
    CGG
    1369.0
    [m]
    DC
    CGG
    1375.0
    [m]
    DC
    CGG
    1381.0
    [m]
    DC
    CGG
    1387.0
    [m]
    DC
    CGG
    1393.0
    [m]
    DC
    CGG
    1396.8
    [m]
    SWC
    CGG
    1399.0
    [m]
    DC
    CGG
    1405.0
    [m]
    DC
    CGG
    1406.5
    [m]
    SWC
    CGG
    1410.6
    [m]
    SWC
    CGG
    1411.0
    [m]
    DC
    CGG
    1412.8
    [m]
    SWC
    CGG
    1413.5
    [m]
    SWC
    CGG
    1414.0
    [m]
    DC
    CGG
    1417.0
    [m]
    DC
    CGG
    1420.0
    [m]
    DC
    CGG
    1424.9
    [m]
    C
    CGG
    1429.9
    [m]
    C
    CGG
    1435.0
    [m]
    C
    CGG
    1439.8
    [m]
    C
    CGG
    1443.9
    [m]
    C
    CGG
    1446.2
    [m]
    C
    CGG
    1446.7
    [m]
    C
    CGG
    1451.9
    [m]
    C
    CGG
    1457.0
    [m]
    C
    CGG
    1471.9
    [m]
    C
    CGG
    1480.7
    [m]
    C
    CGG
    1483.4
    [m]
    C
    CGG
    1484.7
    [m]
    C
    CGG
    1487.3
    [m]
    C
    CGG
    1492.5
    [m]
    C
    CGG
    1499.5
    [m]
    SWC
    CGG
    1501.0
    [m]
    DC
    CGG
    1507.0
    [m]
    DC
    CGG
    1513.0
    [m]
    DC
    CGG
    1519.0
    [m]
    DC
    CGG
    1525.0
    [m]
    DC
    CGG
    1531.0
    [m]
    DC
    CGG
    1537.0
    [m]
    DC
    CGG
    1543.0
    [m]
    DC
    CGG
    1549.0
    [m]
    DC
    CGG
    1555.0
    [m]
    DC
    CGG
    1561.0
    [m]
    DC
    CGG
    1567.0
    [m]
    DC
    CGG
    1573.0
    [m]
    DC
    CGG
    1579.0
    [m]
    DC
    CGG
    1585.0
    [m]
    DC
    CGG
    1591.0
    [m]
    DC
    CGG
    1597.0
    [m]
    DC
    CGG
    1603.0
    [m]
    DC
    CGG
    1609.0
    [m]
    DC
    CGG
    1613.7
    [m]
    SWC
    CGG
    1615.0
    [m]
    DC
    CGG
    1621.0
    [m]
    DC
    CGG
    1627.0
    [m]
    DC
    CGG
    1633.0
    [m]
    DC
    CGG
    1634.1
    [m]
    SWC
    CGG
    1639.0
    [m]
    DC
    CGG
    1645.0
    [m]
    DC
    CGG
    1651.0
    [m]
    DC
    CGG
    1657.0
    [m]
    DC
    CGG
    1663.0
    [m]
    DC
    CGG
    1669.0
    [m]
    DC
    CGG
    1675.0
    [m]
    DC
    CGG
    1681.0
    [m]
    DC
    CGG
    1687.0
    [m]
    DC
    CGG
    1692.7
    [m]
    SWC
    CGG
    1693.0
    [m]
    DC
    CGG
    1699.0
    [m]
    DC
    CGG
    1705.0
    [m]
    DC
    CGG
    1708.0
    [m]
    SWC
    CGG
    1711.0
    [m]
    DC
    CGG
    1717.0
    [m]
    DC
    CGG
    1723.0
    [m]
    DC
    CGG
    1729.0
    [m]
    DC
    CGG
    1735.0
    [m]
    DC
    CGG
    1741.0
    [m]
    DC
    CGG
    1747.0
    [m]
    DC
    CGG
    1753.0
    [m]
    DC
    CGG
    1759.0
    [m]
    DC
    CGG
    1765.0
    [m]
    DC
    CGG
    1771.0
    [m]
    DC
    CGG
    1777.0
    [m]
    DC
    CGG

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    441
    490
    1009
    1364
    1377
    1413
    1479
    1626
    1692

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT
    1349
    1404
    MDT
    1413
    1426
    MDT
    1414
    1459
    MDT CMR
    1413
    1660
    MWD LWD - ARC TELE
    492
    1782
    MWD LWD - TELE
    441
    492
    NGI MDT
    1404
    1441
    XL ROCK
    1355
    1753
    ZAIT PEX ECS MSIP NGIT
    1349
    1781
    ZO VSP
    438
    1718

  • 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
    36
    491.0
    42
    493.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1030.0
    17 1/2
    1030.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1346.0
    12 1/4
    1348.0
    1.58
    LOT
    OPEN HOLE
    1782.0
    8 1/2
    1782.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    468
    1.05
    12.0
    Spud Mud
    492
    1.25
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    535
    1.21
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    865
    1.21
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    1030
    1.21
    20.0
    KCl/Polymer/GEM
    1030
    1.12
    24.0
    Enviromul
    1348
    1.12
    27.0
    Enviromul
    1351
    1.22
    19.0
    Enviromul
    1509
    1.22
    20.0
    Enviromul
    1782
    1.22
    19.0
    Enviromul