Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.11.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7220/11-4

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.
    7220/11-4
    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
    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
    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.
    7220/11-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Survey LN15M02. Inline 2313. crossline 2669
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1653-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.
    10.05.2017
    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.
    17.07.2017
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    17.07.2017
    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.
    17.07.2019
    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.
    17.07.2019
    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.
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    UNDEFINED GP
    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 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.
    UNDEFINED GP
    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.
    401.7
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2282.0
    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).
    2280.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.33
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    84
    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.
    CARBONIFEROUS
    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.
    UGLE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 2' 27.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 33' 7.97'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8002536.65
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    690843.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8126

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/11-4 was drilled to appraise the Alta discovery on the southern Loppa High in the Barents Sea. The primary objective was to delineate the eastern extent of the Alta discovery and prove the presence of hydrocarbon columns and fluid contacts similar to those established in the discovery well.
    Operations and results
    Appraisal well 7220/11-4 was spudded with the semi-submersible installation Leiv Eiriksson on 10 May 2017 and drilled to TD at 2282 m in the Carboniferous Ugle Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and sweeps down to 471 m, with KCl/Polymer/GEM mud from 471 to 648 m and with Performadril mud with 3.0 – 3.6% glycol from 648 m to TD.
    The top of the reservoir was encountered at 1903 m. The well encountered a gross hydrocarbon column of 46.3 m, comprising 1.6 m of gas and 44.7 m of oil in a sequence of Permian-Triassic clastic carbonate sediments, conglomerates and breccias. The gas-oil contact (GOC) was found at 1904.6 m and the free-water level (FWL) at 1949.3 m . The pressure data confirmed similar fluid contacts and gradients to those observed in the previous wells drilled on the Alta discovery, suggesting good communication across the large Alta structure.
    Above the oil-bearing reservoir there were oil shows in the Snadd Formation at 620 m, 860 – 930 m, and 1080 – 1288 m. These were described with direct, cut and residue fluorescence. The strongest shows, at 620 m, were associated with high gas levels between 600 and 650 m. Below the oil reservoir oil shows were described down to 2061 m.
    Seven cores were cut in the interval 1904 to 1994 m. Cores 1 – 5 were cut in the 8 ½" section, while cores 6 and 7 were cut in the 6" section. MDT fluid samples were taken in the 8 ½" section at 1903.2 m (gas), 1912.6 m (oil), 1920.52 m (oil), and 1934.71 m (oil). One XPT water sample was taken in the 6"section at 1988.49.
    The well was permanently abandoned on 17 July 2017 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    A DST was performed in the oil zone, the perforated interval was from 1923 to 1936.3 m in the oil zone. In the main flow the test produced 960 sm3 oil and 93800 Sm3 gas /day through a 56/64" choke. The GOR was 97 Sm3/Sm3, the oil density was 0.825 g/cm3 and the gas gravity was 0.706 (air = 1). Measured CO2 and H2S was up to 3% and 1.4 ppm, respectively. The static formation temperature estimated from Metrol Prolog test data is 71 °C at 1939.3 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    500.00
    2282.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1904.0
    1914.7
    [m ]
    2
    1915.7
    1934.0
    [m ]
    3
    1934.0
    1941.8
    [m ]
    4
    1942.0
    1960.2
    [m ]
    5
    1960.2
    1970.4
    [m ]
    6
    1972.6
    1990.8
    [m ]
    7
    1990.6
    1991.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    84.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1923
    1936
    22.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    960
    93800
    0.825
    0.706
    97

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ADT HRLA GR JAR
    1823
    1969
    FMI PPC MSIP GR JAR
    425
    1970
    FMI PPC MSIP GR JAR
    1968
    2264
    MSCT GR
    1836
    1903
    MSCT GR
    1976
    2118
    MSCT GR
    1983
    2246
    MWD - OTII BCPM
    427
    669
    MWD - OTII LT BCPMII
    2149
    2282
    MWD - OTII ST LT BCPMII
    1994
    2149
    MWD - ZT RG OT BCPMII
    1830
    1904
    MWD - ZT RG OT BCPMII
    1970
    1970
    MWD - ZT RG OTII BCPM LT ST
    669
    1830
    NEXT XMR GR JAR
    1823
    1961
    PQ HY PO SRP IFA MS PC JAR
    1988
    2101
    PQ HY PO SRP PQ IFA MS PC JAR
    1902
    1968
    UBI ADT HRLA PEX HNGS GR JAR
    1968
    2254
    UBI PEX GPIT PPC GR JAR
    1823
    1959
    UIB GPIT PPC GR JAR
    1967
    2265
    USIT CBL
    1250
    1964
    VSI GR
    436
    2260
    VSI GR
    457
    1965
    XPT NEXT CMR GR JAR
    1968
    2251

  • 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
    493.0
    36
    493.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    657.4
    26
    664.0
    1.30
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1823.8
    12 1/4
    1830.0
    1.62
    LOT
    LINER
    7
    1968.6
    8 1/2
    1977.4
    1.35
    FIT
    OPEN HOLE
    2282.0
    6
    2282.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    426
    1.05
    45.0
    SWEEPS
    453
    1.50
    22.0
    KCL/Gem
    471
    1.05
    45.0
    SWEEPS
    493
    1.50
    22.0
    KCl/Polymer/GEM
    493
    1.35
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    620
    1.17
    9.0
    KCl/Gem/Polymer
    620
    1.36
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    648
    1.39
    19.0
    KCl/Polymer/GEM
    658
    1.17
    19.0
    PerformaDril
    664
    1.17
    19.0
    Performadril
    664
    1.39
    19.0
    KCl/Polymer/GEM
    669
    1.17
    19.0
    Performadril
    860
    1.18
    19.0
    Performadril
    1018
    1.17
    19.0
    Performadril
    1100
    1.18
    19.0
    Performadril
    1270
    1.20
    19.0
    Performadril
    1350
    1.18
    19.0
    Performadril
    1452
    1.17
    9.0
    KCl/Gem/Polymer
    1452
    1.14
    10.0
    KCl/Gem/Polymer
    1475
    1.20
    19.0
    Performadril
    1570
    1.21
    20.0
    Performadril
    1788
    1.14
    10.0
    KCl/Gem/Polymer
    1794
    1.20
    19.0
    Performadril
    1830
    1.14
    20.0
    Performadril
    1830
    1.20
    19.0
    Performadril
    1835
    1.14
    21.0
    Performadril
    2282
    1.14
    11.0
    KCl/Gem/Polymer
    2282
    1.13
    1.0
    KCl