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

7123/4-1 A

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.
    7123/4-1 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.
    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
    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.
    7123/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D Survey:ST05M09.inline 3346 & crossline 5812
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1173-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    24
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.04.2008
    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.
    14.05.2008
    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.
    14.05.2010
    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.
    14.05.2010
    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.
    SHOWS
    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
    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.
    413.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2855.0
    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).
    2626.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    45
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    94
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 36' 49.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    23° 3' 48.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7947301.07
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    572637.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5808

  • Brønnhistorie
    General
    The 7123/4-1 S and its sidetrack 7123/4-1 A Tornerose wells were drilled ca 50 km east of the Snøhvit Field in the Hammerfest Basin. The primary objective was to prove additional gas reserves in the Tornerose structure, east of the discovery wells 7122/6-1 and 7122/6-2. The Triassic reservoir was prognosed as similar to the reservoir encountered in 7122/6-1.
    Operations and results
    Well 7123/4-1 S was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 12 March 2008. Due to junk in hole in the 17 1/2" section it was impossible to drill beyond 726 m. The primary well was thus plugged back and a technical sidetrack was made with kick-off at 681 m (termed 7123/4-1 ST2 in well reports, but no such distinction is made here). 7123/4-1 S was drilled to TD at 2920 m (2706.4 m TVD) in the Triassic Snadd Formation. Thereafter, on 14 May, a sidetrack 7123/4-1 A was kicked off from 1659 m and drilled to a depth of 2855.1 m (2626.3 m TVD) in the Triassic Snadd Formation. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the 36" hole and the 17 1/2" hole sections. The top hole down to 1106 m was drilled with seawater/bentonite and CaCl2/polymer mud. Below 1106 m FormPro mud was used in both well tracks.
    Well 7123/4-1 S penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, Jurassic and Triassic ages. In well 7123/4-1 S the Snadd reservoir was penetrated at 2266.2 m (2222.6 m TVD), 41 m shallower than prognosis. Top Carnian reservoir within the Snadd Formation was penetrated at 2459.0 m (2364.1 m TVD), 28.9 meter shallower than prognosis. Two cores were cut in 7123/4-1 S in the Snadd Formation. The first core was cut in a thin sand above the Carnian reservoir from 2435 to 2452 m, while the second core was cut covering middle to lower parts of Carnian reservoir T1 and upper parts of Carnian reservoir T2 from 2474 to 2501 m. Pressure points were taken in the Capp Toscana Group and the Snadd Formation, whereas 1 gallon sample (MDT fluid sample) was taken in Carnian reservoir T2 (Snadd Formation).
    In sidetrack 7123/4-1 A the Snadd reservoir was penetrated at 2259.0 m (2185.1 m TVD), 14.3 m deeper than prognosis. Top Carnian reservoir within the Snadd Formation was penetrated at 2525.0 m (2376 m TVD), 21 meter deeper than prognosis. In 7123/4-1 A one core was cut from 2670 to 2697 m in a thin sandy sequence approximately 17 meter below the base of the Carnian reservoir in the Snadd Formation. Pressure points were taken in the Capp Toscana Group, whereas MDT fluid samples were collected at 2165.9 m (water and oil), 2166.4 m (water only), 2534.1 m (water only), 2542.6 m (water and oil), and at 2551.5 m (water and oil).
    High gas readings and fluorescence with cut on sandstone cuttings and cores in the Snadd Formation were reported in both wells. These shows were interpreted as residual hydrocarbons.
    Well 7123/4-1 S was permanently abandoned on 21 April 2008, while the sidetrack 7123/4-1 A was permanently abandoned on 14 May 2008. Both were classified as dry as a dry with shows of residual hydrocarbons.
    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]
    1660.00
    2855.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2670.0
    2696.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    26.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1600.0
    [m]
    DC
    STATHYD
    1680.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1700.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1720.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1740.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1760.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1780.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1800.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1810.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1830.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1840.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1860.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1870.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1890.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1900.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1930.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1940.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1960.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1970.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1990.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2000.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2020.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2030.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2050.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2060.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2080.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2090.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2108.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2120.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2144.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2156.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2162.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2180.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2186.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2198.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2204.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2216.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2228.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2240.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2246.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2264.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2270.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2282.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2288.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2300.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2306.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2318.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2330.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2342.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2348.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2360.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2366.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2378.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2384.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2396.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2402.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2414.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2420.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2432.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2438.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2450.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2456.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2468.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2474.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2486.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2492.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2504.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2510.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2522.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2528.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2540.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2546.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2558.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2564.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2576.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2582.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2594.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2600.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2612.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2618.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2630.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2636.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2648.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2654.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2666.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2672.6
    [m]
    CC
    STATHY
    2675.9
    [m]
    CC
    STATHY
    2677.6
    [m]
    CC
    STATHY
    2680.5
    [m]
    CC
    STATHY
    2682.4
    [m]
    CC
    STATHY
    2686.9
    [m]
    CC
    STATHY
    2687.6
    [m]
    CC
    STATHY
    2689.5
    [m]
    CC
    STATHY
    2691.2
    [m]
    CC
    STATHY
    2692.6
    [m]
    CC
    STATHY
    2695.9
    [m]
    CC
    STATHY
    2700.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2712.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2724.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2730.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2742.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2748.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2760.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2766.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2778.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2784.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2796.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2802.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2814.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2820.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2832.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2838.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2850.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2855.0
    [m]
    DC
    STATHY

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.34

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.22

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR+ PEX HRLA NHGS ECS
    1641
    2806
    FMI DSI
    1641
    2850
    MDT
    2094
    2850
    MDT MINI DST DP
    2166
    2490
    MWD - GVR6 ARCVRES6 POWERPULSE
    1656
    2855
    VSP ZO
    1450
    2855

  • 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
    OPEN HOLE
    2855.0
    8 1/2
    2855.0
    1.44
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1150
    1.31
    14.0
    Form Pro
    1550
    1.32
    14.0
    FormPro
    1606
    1.33
    15.0
    FormPro
    1648
    1.32
    14.0
    Form Pro
    1730
    1.32
    15.0
    Form Pro
    1800
    1.32
    14.0
    Form Pro
    1861
    1.32
    15.0
    Form Pro
    2050
    1.32
    15.0
    Form Pro
    2102
    1.32
    14.0
    Form Pro
    2146
    1.32
    14.0
    Form Pro
    2194
    1.31
    15.0
    Form Pro
    2207
    1.31
    13.0
    Form Pro
    2220
    1.31
    14.0
    Form Pro
    2248
    1.31
    14.0
    Form Pro
    2252
    1.32
    14.0
    Form Pro
    2270
    1.31
    14.0
    Form Pro
    2288
    1.31
    14.0
    FormPro
    2317
    1.31
    15.0
    FormPro
    2324
    1.31
    14.0
    Form Pro
    2325
    1.31
    14.0
    Form Pro
    2360
    1.31
    14.0
    FormPro
    2440
    1.31
    14.0
    Form Pro
    2529
    1.32
    14.0
    Form Pro
    2615
    1.31
    14.0
    FormPro
    2700
    1.31
    13.0
    Form Pro
    2772
    1.31
    14.0
    FormPro
    2841
    1.31
    15.0
    FormPro
    2855
    1.31
    15.0
    FormPro

  • 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
    0.29