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

7319/12-1

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.
    7319/12-1
    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.
    7319/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 4643 & xline 2754
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1541-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    18
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.08.2014
    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.
    22.09.2014
    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.
    22.09.2014
    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.
    22.09.2016
    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.
    22.09.2016
    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.
    GAS
    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.
    TORSK FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    422.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1540.0
    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).
    1540.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    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 CRETACEOUS
    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.
    KOLMULE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    73° 2' 34.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    19° 46' 39.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8111682.34
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    655387.69
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7555

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7319/12-1 was drilled to test the Pingvin prospect on the Bjørnøya Basin in the Barents Sea. The primary objective was to prove commercial volumes of hydrocarbons in the Lower Tertiary/Upper Cretaceous Sandstone reservoir and to test the observed flatspot in the structure.
    Operations and results
    Wildcat well 7319/12-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Spitsbergen on 19 August 2014 and drilled to TD at 1540 m in the Late Cretaceous Kolmule Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 936 m and with KCl/polymer/GEM mud from 936 m to TD.
    The well penetrated Tertiary claystones and sandstones as well as Cretaceous claystones, limestones and sandstones. Gas was encountered in the Paleocene reservoir sandstones in the Torsk Formation. Top of reservoir was encountered at 953 m and the gas-water contact was at 967 m. The GWC corresponds to the flatspot at 1028 ms in the seismic. Shows in the cored interval (965 to 984 m) were described as "Faint to moderate Petroleum odour, yellowish white direct Fluorescence, slow streaming bluish white cut Fluorescence, white residual ring". Thin stringers with low GR and increased resistivity reading observed between 988 m to 1200 m could also indicate hydrocarbon bearing sandstones.
    Three cores with a total recovery of 17.61 m were cut in the interval 965.5 to 988.1 m. Fluid samples were taken at 961.9 m (gas), 973.2 m (water), and 976.3 m (water).
    The well was permanently abandoned on 22 September 2014 as a technical gas 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]
    940.00
    1540.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    965.5
    970.9
    [m ]
    2
    972.0
    980.2
    [m ]
    3
    984.0
    988.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    17.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    943.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    946.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    949.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    952.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    955.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    958.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    961.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    964.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    966.4
    [m]
    C
    ROBERT
    967.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    969.8
    [m]
    C
    ROBERT
    973.4
    [m]
    C
    ROBERT
    976.5
    [m]
    C
    ROBERT
    979.1
    [m]
    C
    ROBERT
    984.6
    [m]
    C
    ROBERT
    988.0
    [m]
    C
    ROBERT
    991.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    994.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    997.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    997.8
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1003.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1006.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1009.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1015.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1021.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1027.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1033.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1039.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1045.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1051.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1063.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1075.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1087.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1099.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1099.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1111.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1123.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1135.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1147.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1159.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1167.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1171.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1183.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1190.9
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1195.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1207.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1208.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1215.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1219.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1231.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1243.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1255.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1279.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1291.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1303.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1330.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1370.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1390.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1490.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1510.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    462
    462
    480
    480
    988
    988
    1385
    1385

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT CMR GR
    927
    1159
    MSCT GR
    950
    1215
    MSCT GR
    1099
    1208
    MSIP HRLA PEX ECS HNGS
    462
    1535
    MWD - DIR
    462
    516
    MWD - GR RES DIR APWD SON
    489
    936
    MWD - GVR GR RES APWD DIR
    936
    1540
    VSI4 GR
    462
    1520

  • 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
    513.0
    36
    516.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    927.0
    17 1/2
    936.0
    1.28
    FIT
    OPEN HOLE
    1540.0
    12 1/4
    1540.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    516
    1.35
    7.0
    Spud Mud
    528
    1.16
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    910
    1.12
    26.0
    KCl/Polymer/GEM
    936
    1.20
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    956
    1.12
    25.0
    KCl/Polymer/GEM
    966
    1.12
    25.0
    KCl/Polymer/GEM
    1065
    1.12
    32.0
    KCl/Polymer/GEM
    1540
    1.14
    27.0
    KCl/Polymer/GEM