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

7122/7-4 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.
    7122/7-4 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.
    7122/7-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NA01M1-R05 3D-INLINE1480 & TRACE 3359
    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.
    Eni Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1122-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.
    21.09.2006
    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.
    25.11.2006
    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.
    25.11.2008
    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.
    18.12.2008
    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.
    APPRAISAL
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    FRUHOLMEN 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.
    MIDDLE TRIASSIC
    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.
    KOBBE FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY TRIASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    KLAPPMYSS FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    372.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2550.0
    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).
    2389.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    33
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    57
    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.
    EARLY 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.
    HAVERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 15' 13.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    22° 19' 5.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7906413.02
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    547280.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5406

  • Brønnhistorie
    Well 7122/7-4 S was drilled 1.8 km northeast of well 7122/7-3 on the Goliat Discovery. The purpose was to prove the OWC and additional oil reserves down dip in the Kap Toscana Group deeper than the ODT in 7122/7-3 and to confirm the up dip oil and gas reserves (GOC) in the Kobbe Formation. The 7122/7-4 S well is the fourth appraisal well on the Goliat discovery.
    Operations and results
    Well 7122/7-4 S was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 21 September 2006 and drilled to TD at 2550 m in the Early Triassic (Griesbachian age) Havert Formation. The well was drilled vertical down through the Kap Toscana Group and then deviated to TD. No significant technical problems were encountered during the operations. The well was drilled with sea water and hi-vis sweeps down to 1050 m. Formate mud previously used for drilling the 7122/7-1, -2 and -3 wells was re-used in this well from 1050 m to TD.
    Top Kap Toscana reservoir was penetrated at 1177 m, 14 m deeper than the prognosis. The reservoir consisted of very fine to fine sandstone and was water-bearing, but shows were recorded on cores from the upper part of the Kap Toskana Group. Top Snadd Formation was penetrated at 1244 m, 26 m deeper than prognosis. The reservoir consisted of sandstone interbedded with siltstone and claystone and was water bearing, but with weak, scattered shows in the interval 1260 to 1370 m. The third reservoir, in the Kobbe Formation, was found at 1793 m (1737 m TVD RKB), 5 m deeper than prognosis. The Kobbe Formation reservoir had a gas cap with the GOC at 1856 m (1790.5 m TVD RKB). The OWC was not clear-cut, but was estimated at 1957 m (1876 m TVD RKB). The upper part of the Kobbe Formation consisted of clean light grey, very fine to coarse Sandstone bodies. The sandstone bodies varied from 1 to 18 m thick with the thickness of the beds decreasing with depth. The Sandstone porosity was between 20 % and 30 % and permeability up to 4000 mD. The sandstones were interbedded with 1 to 10 m thick siltstone beds in the upper section. Below 1950 m the sandstone layers became less and thinner while the siltstone/claystone beds increased in thickness. Below 1990 m the Kobbe Formation consisted almost entirely of marine claystone. A fourth reservoir in the Klappmyss Formation was encountered at 2040.5 m (1947 m TVD RKB), 11 m shallower than prognosis. The reservoir consisted of interbedded sandstones, siltstones and claystones and was oil bearing with an OWC at 2072.5 m (1973 m TVD RKB).
    Six cores were cut. Two were cut from 1182.5 to 1216 m in the Kap Toscana Group, two were cut from 1794 to 1820.64 m in the upper part of the Kobbe Formation, one was cut from 1885 to 1886 m in the oil zone of the Kobbe Formation, and one was cut from 2052 to 2064 m in the Klappmyss Formation. MDT fluid samples were taken at 1177.5 and 1185.6 m in the Kap Toscana Group (water), at 1808.1 m (gas) and 1913 m (oil), and 1989.1 m (water) in the Kobbe Formation and at 2045.1 m (oil) in the Klappmyss Formation.
    The well was permanently abandoned on 25 November 2006 as a Klappmyss Formation oil discovery.
    Testing
    An unconventional well test was performed (Injection test) in order to test the well with the smallest amount of produced hydrocarbons. This technique was successfully full scale tested on Goliath for the first time by ENI. The Kobbe Formation was perforated in the interval 1911-1927 m. Before the injection test, a 5 hours clean-up period was performed in order to recover a significant volume of dead oil for both flow assurance and separator test analysis. This resulted in a total of 30.5 m3 produced oil.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1055.00
    2550.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1182.0
    1197.5
    [m ]
    2
    1198.0
    1214.9
    [m ]
    3
    1794.0
    1818.3
    [m ]
    4
    1820.0
    1820.7
    [m ]
    5
    1885.0
    1886.0
    [m ]
    6
    2052.0
    2063.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    69.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1184.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1195.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1196.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1203.6
    [m]
    C
    ICHRON
    1214.0
    [m]
    C
    ICHRON
    1795.3
    [m]
    C
    ICHRON
    1796.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1814.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1818.3
    [m]
    C
    ICHRON
    1820.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1885.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2055.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2059.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2063.5
    [m]
    C
    ICHRON

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.37

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.22
    pdf
    0.72

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR HRLA TLD CNL ECS HNGS ACTS
    1023
    1717
    FMI GR PPC MSIP
    1023
    1717
    FMI-SINIC SCANNER
    1717
    2540
    HRLA PEX ECS CMR GR LEH
    1704
    2436
    MDT GR
    1177
    1315
    MDT GR
    1800
    2473
    MDT GR MULTI SAMPLE
    1808
    1949
    MDT GR MULTI SAMPLE
    1808
    2071
    MSCT GR
    1826
    1896
    MWD - GR RES DIR PRESSURE
    436
    2547
    MWD - GR RES NEU DEN SON DIR PRE
    2344
    2546
    VSP GR
    547
    2540

  • 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
    442.0
    36
    444.0
    1.65
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1023.0
    17 1/4
    1024.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1704.0
    12 1/4
    1706.0
    1.78
    LOT
    OPEN HOLE
    2550.0
    8 1/2
    2550.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    447
    1.18
    NACL
    449
    1.10
    SPUD MUD
    1050
    1.03
    14.0
    SW/BENTONITE
    1216
    1.31
    12.0
    FORMPRO
    1716
    1.30
    15.0
    FORMPRO
    1795
    1.30
    12.0
    FORMPRO
    2550
    1.25
    12.0
    FORMPRO
    2550
    1.25
    12.0
    FORMPRO

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1186.80
    [m ]
    1209.52
    [m ]
    1211.00
    [m ]
    1795.05
    [m ]
    1797.95
    [m ]
    1798.40
    [m ]
    1804.50
    [m ]
    1808.25
    [m ]
    1812.80
    [m ]
    1814.05
    [m ]
    1818.05
    [m ]
    1885.09
    [m ]
    2053.10
    [m ]
    2054.25
    [m ]
    2057.80
    [m ]
    2059.05
    [m ]
    2053.85
    [m ]
    2055.05
    [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
    0.30