Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7220/6-1

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.
    7220/6-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7220/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH0352-inline 8352 & x-line 5106
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1088-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    69
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.01.2005
    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.
    29.03.2005
    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.
    29.03.2007
    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.
    17.09.2007
    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 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.
    368.0
    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.
    1.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    46
    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.
    72° 33' 12.56'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 59' 26.86'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8060886.89
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    700186.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5039

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/6-1 is located on the Loppa High in the Barents Sea. The primary objective was to test reservoir properties and moveable hydrocarbons in the Permian and Carboniferous carbonates and mixed carbonates and clastics of the Gipsdalen Group (A3 prospect). Secondary objective was to evaluate the Triassic (Carnian) interval (A1 Lead), a high-risk oil leg down-flank from a major gas anomaly. The gas anomaly would not be penetrated by the well.
    Operations and results
    Wildcat well 7220/6-1 was spudded with the semi-submersible installation on 20 January 2005 and drilled to TD at 1540 m in pre-Carboniferous basement rock. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 480 m, with Glydril mud from 480 m to 1130 m, with a water based bentonite mud (Drilplex) from 1130 m to 1428 m, and with Drilplex treated with Glydril from 1428 m to TD.
    The main result of well 7220/6-1 was the confirmation of the prognosed reservoir levels and the source/migration concept. The actual depths within the Triassic and Palaeozoic sections were encountered somewhat shallower than the prognosis. None of the target formations contained economical amounts of hydrocarbons. Even though the well did not prove commercial hydrocarbons, residual hydrocarbons and good oil shows were obtained in carbonates of the Gipsdalen Group, Ørn Formation from 1138 m and down to 1430 m. The gross reservoir thickness and basic lithology were as prognosed, whereas the fracture density was less than expected. Some intervals in the Paleozoic section were indicated by the logs to be source rocks (high gamma ray readings). These were analysed geochemically and found to be non-source rocks (TOC from 0.27 to 0.69 %). The whole well was thermally immature/very early mature (vitrinite reflection in the range 0.4 - 0.6 %).
    Three conventional cores were cut, covering the upper part of the Ørn Formation. The cores showed variable reservoir quality, but contained several zones with good reservoir quality and good oil shows. A total of 50 rotary sidewall cores were recovered from the well section. MDT water samples were taken at 1151.5m, 1184.5 m, 1338 m, and at 1377.1 m. Traces of oil (10 ml) was noted in the sample from 1184.5 m. The oil had, after 3 weeks exposure to atmospheric conditions, a measurable gravity of 29 deg API and was found to be mildly biodegraded.
    The well was permanently abandoned on 29 March as a dry well with shows.
    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]
    480.00
    1537.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1149.0
    1166.5
    [m ]
    2
    1167.0
    1197.5
    [m ]
    3
    1197.4
    1204.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    55.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    394
    476
    476
    1138
    1138
    1436
    1483

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39
    pdf
    0.56

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX
    1123
    1537
    CMR GR
    1123
    1536
    DSI GR
    550
    1123
    FMI DSI GR
    1123
    1537
    FMI GR
    1123
    1196
    MDT
    1139
    1192
    MDT DP
    1150
    1481
    MSCT
    1205
    1485
    MWD LWD MPR DCP - RES GR
    394
    1130
    MWD LWD OTK - RES GR
    1130
    1540
    PEX
    1123
    1196
    UBI HNGS
    1123
    1534
    VSP
    729
    1503

  • 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
    391.0
    36
    0.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    30
    454.0
    36
    454.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    476.0
    26
    479.0
    1.15
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    543.0
    17 1/2
    546.0
    1.39
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1124.0
    12 1/4
    1130.0
    2.05
    LOT
    OPEN HOLE
    1540.0
    8 1/2
    1540.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    470
    1.09
    13.0
    WATER BASED
    547
    1.09
    14.0
    WATER BASED
    664
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    749
    1.21
    14.0
    WATER BASED
    1130
    1.21
    14.0
    WATER BASED
    1197
    1.13
    14.0
    WATER BASED
    1204
    1.13
    15.0
    WATER BASED
    1428
    1.13
    12.0
    WATER BASED
    1540
    1.20
    11.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1149.70
    [m ]
    1149.95
    [m ]
    1150.50
    [m ]
    1153.25
    [m ]
    1155.95
    [m ]
    1156.60
    [m ]
    1161.40
    [m ]
    1168.80
    [m ]
    1169.90
    [m ]
    1191.55
    [m ]
    1199.90
    [m ]
    2136.75
    [m ]
    1143.45
    [m ]
    1150.95
    [m ]
    1154.80
    [m ]
    1160.70
    [m ]
    1162.45
    [m ]
    1172.82
    [m ]
    1176.24
    [m ]
    1176.52
    [m ]
    1176.87
    [m ]
    1190.36
    [m ]
    1190.50
    [m ]
    1191.92
    [m ]
    1194.95
    [m ]
    1195.87
    [m ]
    1140.00
    [m ]
    1145.00
    [m ]
    1207.00
    [m ]
    1210.00
    [m ]
    1215.00
    [m ]
    1220.00
    [m ]
    1225.00
    [m ]
    1230.00
    [m ]
    1235.00
    [m ]
    1240.00
    [m ]
    1245.00
    [m ]
    1250.00
    [m ]
    1255.00
    [m ]
    1260.00
    [m ]
    1265.00
    [m ]
    1270.00
    [m ]
    1275.00
    [m ]
    1280.00
    [m ]
    1285.00
    [m ]
    1290.00
    [m ]
    1295.00
    [m ]
    1300.00
    [m ]
    1305.00
    [m ]
    1310.00
    [m ]
    1315.00
    [m ]
    1320.00
    [m ]
    1325.00
    [m ]
    1330.00
    [m ]
    1335.00
    [m ]
    1340.00
    [m ]
    1345.00
    [m ]
    1350.00
    [m ]
    1355.00
    [m ]
    1360.00
    [m ]
    1365.00
    [m ]
    1370.00
    [m ]
    1375.00
    [m ]
    1380.00
    [m ]
    1385.00
    [m ]
    1390.00
    [m ]
    1397.00
    [m ]
    1400.00
    [m ]
    1405.00
    [m ]
    1412.00
    [m ]
    1415.00
    [m ]
    1420.00
    [m ]
    1425.00
    [m ]
    1427.00
    [m ]
    1435.00
    [m ]
    1440.00
    [m ]
    1445.00
    [m ]
    1450.00
    [m ]
    1455.00
    [m ]
    1460.00
    [m ]
    1465.00
    [m ]
    1470.00
    [m ]
    1477.00
    [m ]
    1480.00
    [m ]
    1482.00
    [m ]
    1155.86
    [m ]
    1160.82
    [m ]
    1169.76
    [m ]
    1170.95
    [m ]
    1179.75
    [m ]
    1185.82
    [m ]
    1183.72
    [m ]
    1196.24
    [m ]
    1202.45
    [m ]

  • 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
    0.21