Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7/12-8

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.
    7/12-8
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    7/12-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 143 SP 470
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    590-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    81
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.10.1988
    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.
    23.12.1988
    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.
    23.12.1990
    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.
    28.03.2014
    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
    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.
    LATE 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.
    ULA 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.
    70.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3900.0
    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).
    3898.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    151
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 5' 1.28'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 53' 52.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6326848.38
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    493808.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1311

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/12-8 was drilled on the south eastern flank of the Ula Field in the North Sea. The well was drilled to evaluate the reservoir potential of the south eastern sector of the Field and to assist target future water injection wells. To enable a full evaluation of the reservoir the lower Ula Formation and the underlying Triassic section were penetrated.
    Operations and results
    Appraisal well 7/12-8 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on 3 October 1988 and drilled to TD at 3900 m in the Triassic Skagerrak Formation. Drilling down to top reservoir proceeded without any significant problems. The well was drilled with seawater and bentonite down to 167 m, with seawater/bentonite/spercell/CMC EHV mud from 167 to 955 m, with KCl/polymer mud from 955 m to 3721 m, and with oil based Safemul mud from 3721 m to TD.
    Top Mandal Formation was encountered at 3640 m, top Farsund Formation at 3663 m, and top Ula Formation at 3718 m, 78 m higher than prognosed. RFT measurements showed a pressure barrier at ca 3770 m. There was oil down to the barrier and water below. An effective oil/water contact was difficult to identify. The saturation profile across interval 3770 - 3796 is interpreted as water influx from the aquifer following production from the field since 1986. The RFT results supported that the Ula reservoir at the 7/12-8 location was depleted and in pressure communication with the crestal producing part of the Ula Field. There were no signs of hydrocarbons in the underlying Triassic.
    One core was cut in the Ula Formation from 3724.0 to 3750.5 m. Segregated RFT fluid samples were taken at 3772 m (water and oil) and 3808.5 m (water and OBM).
    The well was suspended on 23 December 1988 as an oil appraisal.
    Testing
    One Drill Stem Test was performed in the Ula Formation in the interval 3719 to 3756 m flowed 274 Sm3/d of oil and 21800 Sm3/d of gas through a 254 mm choke. The GOR was 79 Sm3/Sm3. Maximum H2S and CO2 was 0 ppm and 2.5 %vol, respectively. Final BHT was 146.1 deg C. Two water injection tests followed the production test, the first over interval 3719 m to 3756 m and the second overt the interval 3719 to 3783 m.
    r

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1500.00
    3897.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3724.5
    3750.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    25.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3724-3729m
    Kjerne bilde med dybde: 3729-3734m
    Kjerne bilde med dybde: 3734-3739m
    Kjerne bilde med dybde: 3739-3744m
    Kjerne bilde med dybde: 3744-3749m
    3724-3729m
    3729-3734m
    3734-3739m
    3739-3744m
    3744-3749m
    Kjerne bilde med dybde: 3749-3750m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3749-3750m

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.21
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.86

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3719
    3783
    16.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    274
    22000
    79

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    0
    0
    BGL GR
    952
    2344
    BHC GR
    3725
    3770
    CBL VDL GR
    1500
    3768
    CST GR
    2350
    3721
    CST GR
    3796
    3893
    DIL BHC GR
    2340
    3726
    DIL BHC GR
    3726
    3792
    DIL BHC GR
    3794
    3903
    DIL LSS GR
    167
    350
    DIL LSS GR
    952
    2342
    LDL CNL GR
    3793
    3902
    LDL CNL NGL
    3716
    3794
    MWD
    3710
    3788
    NGT
    3716
    3794
    OBT GR
    3793
    3902
    RFTB HP GR
    3730
    3780
    RFTB HP GR
    3795
    3887
    SAT VELOCITY
    300
    3900

  • 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
    167.0
    32
    171.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    951.0
    26
    957.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2338.0
    17 1/2
    2350.0
    1.97
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3712.0
    12 1/4
    3721.0
    2.24
    LOT
    LINER
    7
    3787.0
    8 1/2
    3788.0
    2.06
    LOT
    OPEN HOLE
    3900.0
    6
    3900.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    559
    1.25
    22.5
    12.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    957
    1.30
    23.5
    13.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    957
    1.30
    19.0
    9.6
    WATER BASED
    11.10.1988
    957
    1.30
    18.5
    13.4
    WATER BASED
    11.10.1988
    957
    1.30
    23.5
    13.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    957
    1.30
    23.5
    13.0
    WATER BASED
    19.10.1988
    957
    1.30
    24.0
    13.4
    WATER BASED
    19.10.1988
    1026
    1.42
    32.0
    10.6
    OIL BASED
    19.10.1988
    1336
    1.52
    30.0
    10.1
    OIL BASED
    19.10.1988
    1484
    1.52
    42.0
    9.6
    OIL BASED
    19.10.1988
    1695
    1.52
    54.0
    16.3
    OIL BASED
    24.10.1988
    1945
    1.52
    59.5
    14.9
    OIL BASED
    24.10.1988
    2050
    1.54
    57.5
    14.9
    OIL BASED
    24.10.1988
    2145
    1.54
    59.0
    14.9
    OIL BASED
    24.10.1988
    2316
    1.55
    63.0
    17.3
    OIL BASED
    24.10.1988
    3341
    1.56
    44.5
    10.1
    WATER BASED
    11.11.1988
    3427
    1.56
    44.0
    10.6
    WATER BASED
    11.11.1988
    3495
    6.01
    45.5
    10.6
    WATER BASED
    17.11.1988
    3567
    1.56
    44.5
    10.6
    WATER BASED
    17.11.1988
    3629
    1.58
    44.0
    10.6
    WATER BASED
    17.11.1988
    3670
    1.58
    43.5
    10.1
    WATER BASED
    17.11.1988
    3709
    1.58
    44.5
    10.1
    WATER BASED
    17.11.1988
    3713
    1.58
    45.5
    10.6
    WATER BASED
    17.11.1988
    3716
    1.58
    45.0
    10.6
    WATER BASED
    17.11.1988
    3717
    1.58
    45.0
    11.5
    WATER BASED
    21.11.1988
    3719
    1.58
    44.5
    12.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    3720
    1.58
    42.5
    12.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    3721
    1.58
    41.0
    9.6
    WATER BASED
    22.11.1988
    3721
    1.58
    42.0
    11.5
    WATER BASED
    22.11.1988
    3721
    1.58
    42.0
    11.5
    WATER BASED
    24.11.1988
    3721
    1.58
    46.0
    11.5
    WATER BASED
    25.11.1988
    3721
    1.58
    22.0
    24.0
    WATER BASED
    28.11.1988
    3723
    0.91
    9.6
    6.0
    WATER BASED
    28.11.1988
    3751
    0.92
    9.6
    8.0
    OIL BASED
    28.11.1988
    3765
    0.93
    10.8
    9.0
    OIL BASED
    30.11.1988
    3781
    0.94
    16.0
    2.9
    WATER BASED
    13.12.1988
    3781
    0.95
    20.5
    3.8
    WATER BASED
    16.12.1988
    3781
    0.95
    20.5
    3.4
    WATER BASED
    16.12.1988
    3781
    0.94
    20.0
    3.4
    WATER BASED
    19.12.1988
    3781
    0.96
    19.0
    2.9
    WATER BASED
    19.12.1988
    3781
    0.95
    22.0
    3.8
    WATER BASED
    21.12.1988
    3781
    0.96
    24.0
    3.6
    WATER BASED
    21.12.1988
    3781
    0.96
    22.0
    3.4
    WATER BASED
    21.12.1988
    3788
    0.94
    9.6
    8.0
    OIL BASED
    30.11.1988
    3788
    0.94
    10.8
    7.0
    OIL BASED
    01.12.1988
    3788
    0.95
    11.0
    8.0
    OIL BASED
    02.12.1988
    3788
    1.40
    37.5
    5.3
    WATER BASED
    06.12.1988
    3900
    1.42
    47.5
    5.3
    WATER BASED
    09.12.1988
    3900
    1.42
    47.0
    5.8
    WATER BASED
    09.12.1988
    3900
    1.40
    39.5
    5.3
    WATER BASED
    13.12.1988
    3900
    0.00
    18.0
    2.9
    WATER BASED
    13.12.1988
    3900
    0.94
    18.5
    2.4
    WATER BASED
    13.12.1988
    3900
    1.40
    45.0
    5.8
    WATER BASED
    06.12.1988
    3900
    1.41
    40.0
    4.8
    WATER BASED
    07.12.1988
    3900
    0.95
    13.5
    3.4
    WATER BASED
    13.12.1988

  • 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
    0.21