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

7132/2-1

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.
    7132/2-1
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7132/2-1
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1740-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    16
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.01.2019
    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.
    09.02.2019
    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.
    01.07.2020
    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.
    09.02.2019
    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.
    03.05.2021
    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.
    DRY
    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).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    293.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    883.0
    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).
    883.0
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 51' 55.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    32° 25' 56.4'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7974242.39
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    480278.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    36
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8629

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7132/2-1 was drilled to test the Gjøkåsen prospect on the Signalhornet Dome on the Finmark Platform in the Barents Sea. This part of the Barents Sea is a frontier exploration area, the nearest offset well is approximately 60 km away. The Gjøkåsen prospect is located approximately 55 km West of the Russian border and 150 km North of the coast of Norway. The primary exploration target for the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle and Early Jurassic Age (the Stø, Nordmela, Tubåen and Fruholmen formation). The secondary exploration target was reservoir rocks from the Early Cretaceous and Late Triassic Age (upper part of the Snadd formation).
    Operations and results
    A pilot well 7132/2-U-1was spudded on the 30th of December 2018 and drilled to 601.4m MD (600.3m TVD RKB) within the Kolmule Formation. The pilot well confirmed that no shallow gas or reservoirs were present, and that the main well would have the required operational safety margins to drill as planned.
    Wildcat well 7132/2-1 was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 1 January 2019 and drilled to TD at 883 m in the Late Triassic Snadd Formation. The top holes on 7132/2-1 and the nearby 7132/2-2 were batch drilled for more efficient operations and save time on running BOP. Hence, operations on 7132/2-1 was suspended at 600 m between 5 and 14 January before drilling could commence with the 12 ¼” section. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater down to 600 m and with KCl/Polymer/GEM mud from 600 m to TD.
    In the primary exploration target, well 7132/2-1 encountered about 8 metres of sandstone reservoir with good reservoir quality in the Stø Formation. In the Nordmela, Tubåen and Fruholmen formations, the well encountered about 32 metres of sandstone reservoir with good to very good reservoir quality.  No reservoir rocks were encountered in the secondary exploration target in the Early Cretaceous. In the upper part of the Snadd formation, the well encountered a water-filled sandstone reservoir totalling about 30 metres with moderate to good reservoir quality. The well was dry without oil shows on cuttings or core. The highest gas value was measured at 660m MD, with 1.34%, from the top Hekkingen Formation.
    One core was cut from 705 to 722.8 m with 12.47 m recovery (70.1%) in the Stø and Nordmela formations. 10 good XPT pressure points were acquired, but no fluid sample was taken. Maximum pore pressure was 84.07 bar (1.04 g/cc) at 824.5 m.
    The well was permanently abandoned on 9 February 2019 as a dry well.
    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]
    603.00
    883.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    705.0
    717.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    12.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    36
    373.9
    42
    374.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    595.0
    17 1/2
    600.0
    1.40
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    670.0
    12 1/4
    671.0
    1.54
    FIT
    OPEN HOLE
    833.0
    8 1/2
    833.0
    0.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    HRLA HNGS ECS PEX
    670
    883
    MDT CMR
    670
    883
    MSIP FMI
    306
    883
    MWD LWD - ARC TELE
    377
    600
    MWD LWD - GVR ARC TELE
    671
    705
    MWD LWD - GVR ARC TELE
    722
    883
    MWD LWD - GVR ARC TELE ADNVIS
    600
    671
    MWD LWD - TELE 900
    324
    377
    VSI4
    306
    883
    XLR
    676
    767
    XLR
    676
    676

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    378
    1.20
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    600
    1.35
    25.0
    KCl/Polymer/GEM
    600
    1.14
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    671
    1.16
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    671
    1.21
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    705
    1.21
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    883
    1.21
    18.0
    KCl/Polymer/GEM

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    603.0
    [m]
    DC
    CGG
    609.0
    [m]
    DC
    CGG
    615.0
    [m]
    DC
    CGG
    621.0
    [m]
    DC
    CGG
    627.0
    [m]
    DC
    CGG
    633.0
    [m]
    DC
    CGG
    639.0
    [m]
    DC
    CGG
    645.0
    [m]
    DC
    CGG
    651.0
    [m]
    DC
    CGG
    657.0
    [m]
    DC
    CGG
    660.0
    [m]
    DC
    CGG
    663.0
    [m]
    DC
    CGG
    669.0
    [m]
    DC
    CGG
    673.0
    [m]
    DC
    CGG
    679.0
    [m]
    DC
    CGG
    685.0
    [m]
    DC
    CGG
    688.0
    [m]
    DC
    CGG
    691.0
    [m]
    DC
    CGG
    694.0
    [m]
    DC
    CGG
    697.0
    [m]
    DC
    CGG
    700.0
    [m]
    DC
    CGG
    703.0
    [m]
    DC
    CGG
    706.0
    [m]
    DC
    CGG
    707.5
    [m]
    C
    CGG
    709.8
    [m]
    C
    CGG
    711.3
    [m]
    C
    CGG
    715.5
    [m]
    C
    CGG
    717.4
    [m]
    C
    CGG
    724.0
    [m]
    DC
    CGG
    727.0
    [m]
    DC
    CGG
    730.0
    [m]
    DC
    CGG
    736.0
    [m]
    DC
    CGG
    742.0
    [m]
    DC
    CGG
    748.0
    [m]
    DC
    CGG
    754.0
    [m]
    DC
    CGG
    760.0
    [m]
    DC
    CGG
    766.0
    [m]
    DC
    CGG
    772.0
    [m]
    DC
    CGG
    778.0
    [m]
    DC
    CGG
    784.0
    [m]
    DC
    CGG
    790.0
    [m]
    DC
    CGG
    796.0
    [m]
    DC
    CGG
    802.0
    [m]
    DC
    CGG
    808.0
    [m]
    DC
    CGG
    814.0
    [m]
    DC
    CGG
    820.0
    [m]
    DC
    CGG
    826.0
    [m]
    DC
    CGG
    832.0
    [m]
    DC
    CGG
    838.0
    [m]
    DC
    CGG
    844.0
    [m]
    DC
    CGG
    850.0
    [m]
    DC
    CGG
    856.0
    [m]
    DC
    CGG
    862.0
    [m]
    DC
    CGG
    868.0
    [m]
    DC
    CGG
    874.0
    [m]
    DC
    CGG
    880.0
    [m]
    DC
    CGG
    883.0
    [m]
    DC
    CGG