Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7/11-7

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.
    7/11-7
    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.
    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.
    7/11-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH CN 82-124 SP 377
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    359-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    362
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.12.1982
    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.
    25.12.1983
    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.
    25.12.1985
    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.
    15.02.2006
    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.
    PALEOCENE
    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.
    FORTIES 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.
    LATE JURASSIC
    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.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    41.8
    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").
    4927.0
    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).
    4703.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    168
    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 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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 4' 10.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 26' 4.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6325401.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    465720.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    57

  • Brønnhistorie
    General
    The primary objective of the wildcat 7/11-7 S was Late Jurassic sandstone surrounding a small salt piercement below the Paleocene Cod Field reservoir. Several discoveries had been made in the vicinity of Cod, in the Upper Jurassic Ula Formation. The Triassic and Permian constituted secondary targets. The well was drilled from the Cod platform with planned bottom hole location ca 0.9 km to the east.
    Operations and results
    Wildcat well 7/11-7 S was spudded from the fixed installation Cod on 29 December 1982 and drilled deviated to TD at 4927 m (4661 m TVD) m in the Late Permian Zechstein Group. The well was scheduled as a 150-day project but a full drilling crew was still present on day 349 and it took until day 364 to set a plug above the last set of perforations. The length of this project was due to problems in drilling and extended testing to adequately evaluate the three zones of interest. There were delays in setting plugs, running casing, fishing, and installing necessary 10,000 psi surface equipment. The testing delays included problems with setting DHSV's, parted tubing, aborted stimulations, bad weather, and bailing operations. The well was drilled with seawater/lignite and Desco, an organic thinner.
    The well reached all three targets. Late Jurassic Ula Formation sandstone was encountered at 4527 m. The Ula Formation rested unconformable on Triassic Skagerrak Formation sandstone at 4566 m. The Permian Zechstein dolomites were encountered at 4856 m. Good shows were recorded in the Ula Formation, with weaker shows extending down to 4609 m in the Triassic Skagerrak Formation. A second Triassic zone with weak shows was observed at 4785 m to 4810 m. Source rock formations were found in the Tertiary interval from 1820 m to 2500 m, and in the Late Jurassic shales of the Mandal and Farsund Formations at 4405 m to 4527. The Tertiary interval had TOC in the range 2 - 4 %, Hydrogen Index from 100 to 120 mg HC/g rock, and was immature. The Late Jurassic had TOC in the range 4 - 8 %, HI in the range 80 - 200 mg/g and peak/late oil window maturity (% Ro around 0.8 and Tmax around 445 deg C). Six cores were cut in the Ula Formation and the upper part of the Skagerrak Formation. RFT results from the Triassic to Jurassic sandstones indicated mainly tight formation, but with some permeability in the upper part of the Ula Formation and possibly also in the top of the Skagerrak Formation. No fluid sample was taken on wire line.
    The well was suspended on 25 December 1983 as a minor Jurassic oil discovery. Later the well was re-entered and set in production on the Cod Field.
    Testing
    Three independent production tests were carried out. DST 1 from 4850 m to 4870 m in the Permian Zechstein Group did not produce. DST 2 test tested from three different zones (4779 m to 4789 m, 4670 m to 4684 m, and 4625 m to 4646 m) in the Triassic Skagerrak Formation. In this test the tubing failed. The fish was not recovered and a cement plug was set. DST 3 from the interval 4550 m to 4577 m in the Jurassic Ula Formation produced small amounts of oil and water. The flow was not stabilized and no reliable pressures were measured. Before acid stimulation the production was not sufficient to completely unload the well bore contents, though some oil (API 37-39) and gas samples were recovered. After acid stimulation the well produced a total of 116 bbls of oil. The gravity of the oil increased throughout this flow period to 41.1 deg API.
    It is probable that the mud program damaged the reservoir rock in the near well bore extensively, which in turn adversely affected the test flow rates. This was particularly important for DST 3 in the Ula Formation, the last of the three tests. This reservoir contained on average of 14% illite clay. When exposed to a low-KCl mud for an extended period of time this clay had probably swelled and severely reduced the permeability in the formation.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1383.79
    4922.52

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    14923.0
    14959.0
    [ft ]
    2
    14961.0
    14966.0
    [ft ]
    3
    14966.0
    14995.0
    [ft ]
    4
    15012.0
    15051.0
    [ft ]
    5
    15052.0
    15103.0
    [ft ]
    6
    15105.0
    15152.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    63.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 14941-14956ft
    Kjerne bilde med dybde: 14923-14938ft
    Kjerne bilde med dybde: 14959-14959ft
    Kjerne bilde med dybde: 14961-14964ft
    Kjerne bilde med dybde: 14966-14981ft
    14941-14956ft
    14923-14938ft
    14959-14959ft
    14961-14964ft
    14966-14981ft
    Kjerne bilde med dybde: 14984-14993ft
    Kjerne bilde med dybde: 15012-15027ft
    Kjerne bilde med dybde: 15030-15045ft
    Kjerne bilde med dybde: 15048-15051ft
    Kjerne bilde med dybde: 15052-15067ft
    14984-14993ft
    15012-15027ft
    15030-15045ft
    15048-15051ft
    15052-15067ft
    Kjerne bilde med dybde: 15070-15085ft
    Kjerne bilde med dybde: 15088-15100ft
    Kjerne bilde med dybde: 15105-15120ft
    Kjerne bilde med dybde: 15123-15138ft
    Kjerne bilde med dybde: 15141-15150ft
    15070-15085ft
    15088-15100ft
    15105-15120ft
    15123-15138ft
    15141-15150ft

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    14979.0
    [ft]
    C
    OD
    15052.3
    [ft]
    C
    OD
    15077.0
    [ft]
    C
    OD
    15086.0
    [ft]
    C
    OD

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.84

  • 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
    0.20
    pdf
    0.42

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    95.22
    pdf
    2.81
    pdf
    0.06
    pdf
    13.13
    pdf
    1.11
    pdf
    0.43
    pdf
    0.27
    pdf
    1.17
    pdf
    1.96
    pdf
    0.65
    pdf
    0.27
    pdf
    0.28
    pdf
    1.98
    pdf
    1.17
    pdf
    0.27
    pdf
    0.34
    pdf
    2.08
    pdf
    0.26
    pdf
    2.64
    pdf
    3.56

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4850
    4870
    0.0
    2.0
    4625
    4789
    0.0
    3.0
    4550
    4577
    1.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    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
    3.0
    23
    0.820

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    121
    1376
    CBL VDL GR CCL
    2609
    3461
    CBL VDL GR CCL
    2772
    3148
    CBL VDL GR CCL
    3425
    4908
    CCL
    0
    61
    CNL GR CCL
    4343
    4867
    DI MSFL GR LSS
    3370
    3491
    DI MSFL LSS NGS
    3487
    4931
    DIL GR SLS CALI
    3155
    3491
    DISF BHCS NGL
    3426
    4620
    DISFL SP CALI
    3155
    3406
    GR CALI
    3155
    3331
    ISF GR LSS CALI
    1377
    3157
    ISF LSS GR
    479
    1383
    ISF LSS GR
    3155
    3405
    LDL CNL GR
    3426
    4676
    LDL CNL GR
    3487
    4621
    LDL CNL GR CALI
    3155
    3406
    NGRS
    3487
    4931
    NGS
    3426
    4615
    NGT
    3425
    4612
    NGT SPECT
    3155
    3404
    RFT
    3487
    4931
    RFT
    4549
    4854
    RFT GR
    3187
    3309
    RFT GR
    3350
    3405
    SHDT
    3487
    4932
    SONIC WAVEFORM
    4480
    4891
    VSP
    731
    4877

  • 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
    183.8
    36
    0.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    498.0
    26
    0.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    16
    1379.2
    18 3/4
    1390.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3156.0
    17 1/2
    3158.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3492.8
    12 1/4
    3489.0
    1.83
    LOT
    LINER
    7
    4912.8
    8 1/2
    4913.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1400
    1.51
    48.0
    waterbased
    1540
    1.68
    66.0
    waterbased
    1645
    1.65
    66.0
    waterbased
    3100
    1.65
    66.0
    waterbased
    3290
    1.03
    52.0
    waterbased
    3340
    1.44
    54.0
    waterbased
    3930
    1.44
    60.0
    waterbased
    4250
    1.45
    53.0
    waterbased
    4540
    1.64
    58.0
    waterbased
    4780
    1.77
    54.0
    waterbased