Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7121/7-1

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.
    7121/7-1
    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).
    APPRAISAL
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    7121/7-1
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    419-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    56
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.06.1984
    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.
    05.08.1984
    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.
    05.08.1986
    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.
    11.02.2005
    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
    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/CONDENSATE
    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
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    329.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2160.0
    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).
    2160.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    72
    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.
    71° 28' 20.78'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 5' 15.18'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7930306.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    503105.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    130

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7121/7-1 was drilled in order to test the Lower/Middle Jurassic sandstone on the eastern part of the Albatross structure on Tromsøflaket. The primary target was defined as sandstone intervals in Early-Middle Jurassic and Late Triassic.
    Operations and results
    Wildcat well 7121/7-1 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 11 June 1984 and drilled to TD at 2160 m in the Late Triassic Fruholmen Formation. No significant problems were encountered during drilling. The well was drilled with spud mud down to 764 m and with a gypsum/polymer mud from 764 m to TD.
    Logs, RFT pressure gradients, and cores indicated gas in the Lower/Middle Jurassic sandstone (Stø Formation) encountered at a depth of 1849 m. Gas/water contact was evaluated to 1902.5 m RKB, the same as found in well 7120/9-1, also drilled on the Albatross structure. From the GWC down to TD in the well shows were observed in sandstones on cores and cuttings. Four cores were cut in the interval 1851 m to 1935 m in the Stø Formation. Two segregated samples were taken, at 1900.2 m and at 1851.0 m. The 2-3/4 gallon chamber from 1900.2 m was bled off offshore and gave an opening pressure at 2220 psig. The sample contained 58.25 cuft of gas and 1 litre of liquid consisting of 800 cc water/mud filtrate and 200 cc condensate. The 2 3/4 gallon chamber from 1850.5 m contained 2200 psig with 4500 cc water based liquid, a small volume condensate, and 41 cuft of gas.
    The well was permanently abandoned on 5 August 1984 as a gas appraisal well.
    Testing
    Two DST were performed, one water test over the interval 1947.2 m to 1960.18 m and one gas test over the interval 1867 m to 1872 m. The recorded temperatures were in agreement with those observed in well 7120/9-1. The reservoir fluids had the same composition in well 7121/7-1 as in well 7120/9-1. The sandstone in the tested water zone had good reservoir properties. The gas test flowed on average 501000 Sm3 gas/day during the main flow, with a separator gas/oil ratio of 18000 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    420.00
    2157.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1851.0
    1867.1
    [m ]
    2
    1868.0
    1894.4
    [m ]
    3
    1895.0
    1922.8
    [m ]
    4
    1922.8
    1935.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    82.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1851-1856m
    Kjerne bilde med dybde: 1856-1861m
    Kjerne bilde med dybde: 1861-1866m
    Kjerne bilde med dybde: 1866-1867m
    Kjerne bilde med dybde: 1868-1873m
    1851-1856m
    1856-1861m
    1861-1866m
    1866-1867m
    1868-1873m
    Kjerne bilde med dybde: 1873-1878m
    Kjerne bilde med dybde: 1878-1883m
    Kjerne bilde med dybde: 1883-1888m
    Kjerne bilde med dybde: 1888-1893m
    Kjerne bilde med dybde: 1893-1894m
    1873-1878m
    1878-1883m
    1883-1888m
    1888-1893m
    1893-1894m
    Kjerne bilde med dybde: 1895-1900m
    Kjerne bilde med dybde: 1900-1905m
    Kjerne bilde med dybde: 1905-1910m
    Kjerne bilde med dybde: 1910-1915m
    Kjerne bilde med dybde: 1915-1920m
    1895-1900m
    1900-1905m
    1905-1910m
    1910-1915m
    1915-1920m
    Kjerne bilde med dybde: 1920-1922m
    Kjerne bilde med dybde: 1922-1927m
    Kjerne bilde med dybde: 1927-1932m
    Kjerne bilde med dybde: 1932-1935m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1920-1922m
    1922-1927m
    1927-1932m
    1932-1935m

  • 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
    DST2
    1866.00
    1871.00
    23.07.1984 - 00:00
    YES

  • 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
    415.0
    36
    419.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    752.0
    26
    770.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    1500.0
    17 1/2
    1517.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2160.0
    12 1/4
    2160.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1950
    1960
    67.5
    2.0
    1866
    1871
    24.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    21.000
    20.000
    36
    2.0
    21.000
    10.000
    18.000
    61
    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
    28
    501000
    18000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    520
    1495
    CBL VDL CCL
    1300
    1975
    CET GR CCL
    1300
    1975
    CST
    800
    1498
    CST
    1540
    2142
    DLL MSFL GR
    1825
    2154
    ISF BHC GR SP CAL
    351
    1507
    ISF BHC GR SP CAL
    1854
    2157
    ISF BHC MSFL GR SP CAL
    1500
    1941
    LDL CNL NGT
    1500
    2158
    LDL GR
    415
    1505
    RFT
    1850
    1922
    RFT
    1851
    2059
    SHDT GR
    752
    2158
    VELOCITY
    540
    2150

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.53
    pdf
    1.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.65
    pdf
    1.15

  • 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
    0.22
    pdf
    0.21

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    706
    1.07
    WATER BASED
    770
    1.20
    WATER BASED
    1222
    1.16
    6200.0
    WATER BASED
    1517
    1.16
    1800.0
    WATER BASED
    1517
    1.16
    2000.0
    WATER BASED
    1558
    1.14
    1200.0
    WATER BASED
    1922
    1.25
    1600.0
    WATER BASED
    2160
    1.24
    1100.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1401.0
    [m]
    DC
    OD
    1410.0
    [m]
    DC
    OD
    1419.0
    [m]
    DC
    OD
    1428.0
    [m]
    DC
    OD
    1440.0
    [m]
    DC
    OD
    1452.0
    [m]
    DC
    OD
    1461.0
    [m]
    DC
    OD
    1473.0
    [m]
    DC
    OD
    1479.0
    [m]
    DC
    OD
    1491.0
    [m]
    DC
    OD
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1509.0
    [m]
    DC
    OD
    1521.0
    [m]
    DC
    OD
    1530.0
    [m]
    DC
    OD
    1542.0
    [m]
    DC
    OD
    1551.0
    [m]
    DC
    OD
    1824.0
    [m]
    DC
    RRI
    1833.0
    [m]
    DC
    RRI
    1839.0
    [m]
    DC
    RRI
    1845.0
    [m]
    DC
    RRI
    1851.2
    [m]
    C
    RRI
    1853.9
    [m]
    C
    RRI
    1855.6
    [m]
    C
    RRI
    1858.6
    [m]
    C
    RRI
    1861.3
    [m]
    C
    RRI
    1864.8
    [m]
    C
    RRI
    1867.0
    [m]
    C
    RRI
    1870.0
    [m]
    C
    RRI
    1872.8
    [m]
    C
    RRI
    1876.9
    [m]
    C
    RRI
    1880.2
    [m]
    C
    RRI
    1883.8
    [m]
    C
    RRI
    1886.3
    [m]
    C
    RRI
    1890.7
    [m]
    C
    RRI
    1894.4
    [m]
    C
    RRI
    1896.6
    [m]
    C
    RRI
    1898.5
    [m]
    C
    RRI
    1899.8
    [m]
    C
    RRI
    1902.9
    [m]
    C
    RRI
    1905.6
    [m]
    C
    RRI
    1907.7
    [m]
    C
    RRI
    1910.7
    [m]
    C
    RRI
    1914.6
    [m]
    C
    RRI
    1915.7
    [m]
    C
    RRI
    1918.5
    [m]
    C
    RRI
    1921.3
    [m]
    C
    RRI
    1924.4
    [m]
    C
    RRI
    1926.5
    [m]
    C
    RRI
    1929.2
    [m]
    C
    RRI
    1932.6
    [m]
    C
    RRI
    1935.0
    [m]
    C
    RRI
    1938.0
    [m]
    DC
    RRI
    1944.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1956.0
    [m]
    DC
    RRI
    1962.0
    [m]
    DC
    RRI
    1968.0
    [m]
    DC
    RRI
    1974.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI