Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/1-1 R2

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.
    7120/1-1 R2
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7120/1-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    TNGS 83 - 142 SP. 2891
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    480-L3
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    126
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.03.1986
    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.
    21.07.1986
    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.
    21.07.1986
    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.
    21.07.1988
    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.
    11.04.2003
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    DRILLING/PLUGGING
    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 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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    342.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4003.0
    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).
    3978.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 55' 0.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 18' 7.13'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7980020.26
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    475816.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    897

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/1-1 was drilled on the Alpha structure in the north of block 7120/1. The primary objective of the well was to test Palaeozoic carbonates and elastics in a partly fault-bounded/truncated dip closure on the western flank of the Loppa High. Potential Early Triassic sandstones in a low relief dip closure were a secondary objective.
    Operations
    Well 7120/1-1 was spudded on 16 August with the semi-submersible installation "Borgny Dolphin" and drilled to 2569 m where it was suspended on 15 November due to NPD drilling regulations during winter season. On 2 December permission was granted to continue operations and drilling continued to 2610 m. On 26 December the well was again suspended at the request of the Norwegian Petroleum Directorate because of safety considerations in adverse weather conditions. The well was re-entered on 13 March 1986 and drilled to a TD of 4003 m in basement rocks. The well was drilled with seawater and bentonite hi-vis pills down to 485 m. From there to TD gypsum/polymer mud was used with various "Lost Circulation Material" pills to cure mud losses.
    The well encountered weak hydrocarbon shows from 800 m down to 2200 m  and oil shows in Late Permian carbonates (Tempelfjorden Group, Ørret Formation).  No intervals of significant reservoir potential were recognized from logs or described from cuttings in the Tertiary or Triassic sections. Below this sequence, three main Permian carbonate units were identified from logs and cuttings description. A porosity range of 5-10% for the limestone sequence between 2415 and 2461 m has been derived from log evaluation. In the basal part of this interval, a black shale was detected with a gas peak of 13% total gas. The lower limestone interval (2607-3277 m) contained weak fluorescence on cuttings from the top down to 2690 m.
    No coring was attempted in the upper section of this unit due to severe mud losses to the formation. A core was recovered from the base of the interval where alternating limestone, clay stone, marl and shale were described with porosities in the order of 4%. In the lowermost interval (3310-3951 m), dolomite was described as the main lithology with porosities around 3%. No shows were registered. In general, the carbonates had low porosities, but two zones of higher porosity were detected from logs between 2810-2850 m and 2610-2660 m. Two production tests indicated that the limestone was permeable, but no pore fluids were produced.
    Two cores were cut, one from 3186 m to 3194.5 m, a second from 4000 m – 4003 m in basement rocks. RFT fluid samples were taken at 2798 m ("Slight smell of hydrocarbons"), 3533 m, and 3714.5 m. Bottom hole temperatures from Wire line logging gave a maximum reading of 121 deg C at TD. True bottom hole temperature at TD is thus estimated to 125 °C. The well was plugged and abandoned as a dry hole with oil and gas shows on 21 July 1986.
    Testing
    Two production tests were carried out in the Upper Permian intervals 2810-2855 and 2607-2665 m. Neither interval flowed any pore fluids, not even after acid treatment. Upon nitrogen displacement treatment some fluids were produced, indicating that the formations in both intervals contained water with traces of natural gas, while the interval 2607-2665 m also produced some oil film. Attempts to analyse the oil failed due to the small amounts.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3185.8
    3194.5
    [m ]
    2
    4000.0
    4002.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    11.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3186-3190m
    Kjerne bilde med dybde: 3190-3195m
    Kjerne bilde med dybde: 4000-4002m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3186-3190m
    3190-3195m
    4000-4002m

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.74

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.72
    pdf
    1.57

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.31
    pdf
    0.29

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2810
    2855
    25.4
    2.0
    2607
    2665
    6.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0

  • 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
    468.5
    36
    480.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1101.0
    26
    1112.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2093.0
    17 1/2
    2107.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2414.0
    12 1/4
    2426.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2414.0
    12 1/4
    2610.0
    1.60
    LOT
    LINER
    7
    4003.0
    8 1/2
    4003.0
    1.80
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    406
    1.38
    10.0
    WATER BASED
    567
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    809
    1.41
    16.0
    WATER BASED
    2093
    1.39
    20.0
    WATER BASED
    2414
    1.39
    19.0
    WATER BASED
    2429
    1.40
    41.0
    WATER BASED
    2607
    1.25
    WATER BASED
    2612
    1.40
    50.0
    WATER BASED
    2632
    1.40
    12.0
    WATER BASED
    2652
    1.40
    15.0
    WATER BASED
    2672
    1.40
    15.0
    WATER BASED
    2694
    1.39
    15.0
    WATER BASED
    2695
    1.40
    15.0
    WATER BASED
    2698
    1.40
    17.0
    WATER BASED
    2709
    1.39
    12.0
    WATER BASED
    2730
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    2754
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    2770
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    2798
    1.40
    10.0
    WATER BASED
    2804
    1.40
    12.0
    WATER BASED
    2810
    1.25
    WATER BASED
    2854
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    2855
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    2858
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    2861
    1.39
    8.0
    WATER BASED
    2885
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    2887
    1.39
    9.0
    WATER BASED
    2905
    1.39
    9.0
    WATER BASED
    2917
    1.39
    9.0
    WATER BASED
    2933
    1.39
    9.0
    WATER BASED
    2960
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    2974
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    3001
    1.40
    12.0
    WATER BASED
    3037
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    3053
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    3093
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    3152
    1.38
    11.0
    WATER BASED
    3157
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    3166
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    3185
    1.39
    12.0
    WATER BASED
    3209
    1.39
    10.0
    WATER BASED
    3225
    1.39
    13.0
    WATER BASED
    3263
    1.39
    11.0
    WATER BASED
    3286
    1.39
    12.0
    WATER BASED
    3304
    1.39
    12.0
    WATER BASED
    3340
    1.39
    12.0
    WATER BASED
    3359
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    3386
    1.40
    13.0
    WATER BASED
    3426
    1.40
    12.0
    WATER BASED
    3437
    1.39
    12.0
    WATER BASED
    3532
    1.39
    13.0
    WATER BASED
    3551
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    3590
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    3598
    1.25
    12.0
    WATER BASED
    3609
    1.39
    13.0
    WATER BASED
    3659
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    3722
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    3725
    1.38
    9.0
    WATER BASED
    3758
    1.25
    7.0
    WATER BASED
    3788
    1.25
    8.0
    WATER BASED
    3809
    1.25
    8.0
    WATER BASED
    3826
    1.25
    8.0
    WATER BASED
    3844
    1.25
    8.0
    WATER BASED
    3857
    1.25
    9.0
    WATER BASED
    3874
    1.25
    10.0
    WATER BASED
    3883
    1.25
    12.0
    WATER BASED
    3907
    1.25
    14.0
    WATER BASED
    3931
    1.25
    12.0
    WATER BASED
    3939
    1.25
    12.0
    WATER BASED
    3989
    1.25
    12.0
    WATER BASED
    4000
    1.10
    12.0
    WATER BASED
    4003
    1.25
    11.0
    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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28