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

7220/7-3 S

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.
    7220/7-3 S
    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
    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.
    7220/7-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    WG08STR10-BIN:inline 1317 & xline 2603
    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.
    1509-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    66
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.02.2014
    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.
    05.05.2014
    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.
    05.05.2016
    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.
    05.05.2016
    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.
    OIL/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.
    MIDDLE 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.
    STØ 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.
    EARLY 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.
    NORDMELA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    345.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2097.0
    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).
    2059.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    34.6
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 24' 8.73'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 8' 2.69'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8041437.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    673066.48
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7414

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/7-3 S was drilled to test the Drivis prospect on the Bjørnøyrenna Fault Complex in the Barents Sea, about 15 kilometres southwest of the 7220/8-1 Johan Castberg discovery. The primary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle and Early Jurassic Age (the Stø and Nordmela formations). Flat spots at these levels were believed to be gas-oil and oil-water contacts. The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Late Triassic Age (the Fruholmen formation).
    Operations and results
    Wildcat well 7220/7-3 S was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 28 February 2014 and drilled to TD at 2097 m (2059 m TVD) in the Late Triassic Fruholmen Formation. No shallow gas was observed even though a shallow gas warning Class 2 was given through the Tertiary Torsk Formation. TD of the 17 1/2" section was set shallower than planned due to stuck pipe. Otherwise, no significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and sweeps down to 736 m and with KCl/GEM/Polymer mud from 736 m to TD.
    Top Stø Formation was encountered at 1448 m and top Nordmela Formation at 1525 m. There was a 68-metre gross gas column in the Stø Formation and an 86-metre gross oil column in the Stø and Nordmela formations. The GOC is at 1516 m and the OWC is at 1604 m. The reservoir quality in the Stø formation is very good. The reservoir quality in the Nordmela Formation is variable, but about half of the oil zone was encountered in sandstone with very good reservoir quality. Oil shows of variable quality are described from the OWC and down to 1766 in the Tubåen Formation. The Fruholmen Formation has poor reservoir properties, and is mostly water bearing, but petroleum was recovered in an MDT sample from 1952.2 m. In this petroleum, the gas and light oil components were less mature than in the oil in Nordmela, while the heavier fraction (C15+) was similar to the oil in Nordmela. There were also some oil shows in the interval 1907 to 1925 m in Nordmela.
    A total of 140.7 m core was recovered in two cores from the interval 1457 m to 1597.6 m in the Stø and Nordmela formations. The recovery was 100%. MDT fluid samples were taken at 1458 m (gas), 1545.5 m (oil), 1578 m (oil), 1609.5 m (water), and at 1952.2 m (oil).
    The well was permanently abandoned on 5 May 2014 as an oil and 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]
    715.00
    2096.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1457.0
    1527.4
    [m ]
    2
    1527.4
    1597.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    140.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    865.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    895.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1362.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1406.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1412.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1424.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1436.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1442.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1448.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1454.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1457.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1463.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1469.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1474.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1480.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1486.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1489.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1496.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1502.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1508.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1514.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1520.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1526.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1530.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1536.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1542.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1548.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1551.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1555.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1562.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1567.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1574.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1581.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1586.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1589.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1595.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1597.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1604.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1610.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1616.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1622.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1628.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1634.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1646.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1652.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1658.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1664.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1670.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1679.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1685.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1691.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1697.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1706.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1712.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1718.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1724.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1730.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1736.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1742.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1751.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1757.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1763.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1769.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1775.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1781.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1787.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1793.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1799.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1814.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1829.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1844.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1859.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1874.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1889.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1904.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1919.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1934.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1949.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1967.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1979.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1994.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2009.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2024.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2039.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2054.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2069.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2084.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2096.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    1543.30
    0.00
    OIL
    23.09.2014 - 00:00
    YES
    MDT
    1952.20
    0.00
    OIL
    23.09.2014 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ARCRES9 TELE
    428
    737
    CMR HRLA PEX ECS HNGS
    1359
    1800
    FMI PPC1B MSIP PPC2B GR
    1877
    1900
    MDT
    1458
    1952
    MDT
    1545
    1545
    MINIFRAC
    0
    0
    PD ARC TELE SON ADN
    737
    1362
    PD RAB6 DVDM6 TELE675 VSONIC6
    1362
    2097
    TELE
    376
    427
    USIT CBL
    894
    1355
    VSP
    744
    744

  • 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
    36
    425.1
    42
    428.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    708.7
    17 1/2
    736.0
    1.26
    FIT
    LINER
    9 5/8
    1359.0
    12 1/4
    1400.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    2097.0
    8 1/2
    2097.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    710
    1.06
    15.0
    Spud Mud
    730
    1.11
    11.0
    KCl/Polymer/GEM
    736
    1.06
    11.0
    KCl/Polymer/GEM
    736
    1.06
    9.0
    Spud Mud
    737
    1.14
    19.0
    KCl/Polymer/GEM
    838
    1.12
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    847
    1.12
    20.0
    KCl/Polymer/GEM
    1049
    1.23
    27.0
    KCl/Polymer/GEM
    1058
    1.13
    26.0
    KCl/Polymer/GEM
    1362
    1.12
    20.0
    KCl/Polymer/GEM
    1397
    1.20
    28.0
    KCl/Polymer/GEM
    1466
    1.23
    28.0
    KCl/Polymer/GEM
    2096
    1.23
    27.0
    KCl/Polymer/GEM