Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7324/3-1

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.
    7324/3-1
    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
    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.
    7324/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HFC11. In-line 3384. X-line 16459
    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.
    1728-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    38
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.10.2018
    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.
    21.11.2018
    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.
    21.11.2018
    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
    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.
    01.07.2020
    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.
    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.
    SNADD 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.
    SNADD 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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    STØ FM
    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.
    452.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1709.0
    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).
    1709.0
    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.
    73° 57' 27.39'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    24° 41' 4.86'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8208923.97
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    428594.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8568

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7324/3-1 was drilled to test the Intrepid Eagle structure on the Bjarmeland Platform, about 13 km west of the 7325/1-1 Atlantis discovery in the Barents Sea. The objective was to test the hydrocarbon potential and phase in channelized sandstones at two levels within the Snadd Formation. The Primary target was the Carnian age Intrepid Eagle Main channel. The secondary target was the deeper-seated Atlantis channel, also of Triassic age, and in which a gas down-to situation was found in well 7325/1-1 (Atlantis).
    Operations and results
    Wildcat well 7324/3-1 was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 15 October 2018 and drilled to 1709 m in the Late Triassic Snadd Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 839 m and with KCl/polymer/GEM mud from 839 m to TD.
    A Stø Formation sand package was penetrated from 877 to 909 m and proved to be water bearing as expected. The primary target Intrepid Eagle Main channel sand of Carnian age was encountered at 1493 m. It was gas bearing with gas-water contact was at 1518.4 m. The secondary target Atlantis channel was encountered at 1642 m. It was gas-bearing down to a gas-water contact at 1666 m. The Atlantis channel is dated to the Middle Triassic (Ladinian). The reservoir quality in primary and secondary targets is moderate. The porosity is generally good (22% in average in Intrepid-Eagle Main, 17% in average in Atlantis). However, the permeability is limited (around 100 mD in the best parts of Intrepid-Eagle Main, 30-40 mD in the best parts of Atlantis).
    Oil shows in the form of fluorescence and cut were recorded almost throughout the well below ca 855 m in the Fuglen Formation. The shows were however rated poor and inconclusive, and much of the fluorescence could be from minerals. The strongest show outside of the gas-bearing intervals was at 1530 m in the Intrepid Eagle Main sandstone where also a weak petroleum odour and stain was recorded.
    A 60.68 m conventional core was cut in the Carn02 member with 99.5% recovery. A second 51.35m conventional core was cut in the Atlantis discovery level (secondary target) with 100% recovery. MDT fluid samples were taken at 1505.2 m (gas), 1512.2 m (gas), 1532.8 m (water), 1645.2 m (gas), and 1675.1 m (water) .
    The well was permanently abandoned on 21 November 2018 as a gas discovery.
    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]
    843.00
    1656.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1507.0
    1567.7
    [m ]
    2
    1658.0
    1709.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    112.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    843.0
    [m]
    DC
    CGG
    849.0
    [m]
    DC
    CGG
    855.0
    [m]
    DC
    CGG
    861.0
    [m]
    DC
    CGG
    867.0
    [m]
    DC
    CGG
    873.0
    [m]
    DC
    CGG
    879.0
    [m]
    DC
    CGG
    885.0
    [m]
    DC
    CGG
    891.0
    [m]
    DC
    CGG
    894.0
    [m]
    DC
    CGG
    898.5
    [m]
    C
    CGG
    903.0
    [m]
    DC
    CGG
    909.0
    [m]
    DC
    CGG
    915.0
    [m]
    DC
    CGG
    921.0
    [m]
    DC
    CGG
    927.0
    [m]
    DC
    CGG
    933.0
    [m]
    DC
    CGG
    939.0
    [m]
    DC
    CGG
    945.0
    [m]
    DC
    CGG
    995.0
    [m]
    DC
    CGG
    1010.0
    [m]
    DC
    CGG
    1025.0
    [m]
    DC
    CGG
    1040.0
    [m]
    DC
    CGG
    1055.0
    [m]
    DC
    CGG
    1070.0
    [m]
    DC
    CGG
    1085.0
    [m]
    DC
    CGG
    1100.0
    [m]
    DC
    CGG
    1115.0
    [m]
    DC
    CGG
    1130.0
    [m]
    DC
    CGG
    1145.0
    [m]
    DC
    CGG
    1160.0
    [m]
    DC
    CGG
    1175.0
    [m]
    DC
    CGG
    1190.0
    [m]
    DC
    CGG
    1205.0
    [m]
    DC
    CGG
    1220.0
    [m]
    DC
    CGG
    1235.0
    [m]
    DC
    CGG
    1250.0
    [m]
    DC
    CGG
    1265.0
    [m]
    DC
    CGG
    1280.0
    [m]
    DC
    CGG
    1295.0
    [m]
    DC
    CGG
    1310.0
    [m]
    DC
    CGG
    1325.0
    [m]
    DC
    CGG
    1340.0
    [m]
    DC
    CGG
    1355.0
    [m]
    DC
    CGG
    1370.0
    [m]
    DC
    CGG
    1385.0
    [m]
    DC
    CGG
    1400.0
    [m]
    DC
    CGG
    1415.0
    [m]
    DC
    CGG
    1428.0
    [m]
    DC
    CGG
    1434.0
    [m]
    DC
    CGG
    1440.0
    [m]
    DC
    CGG
    1446.0
    [m]
    DC
    CGG
    1452.0
    [m]
    DC
    CGG
    1456.0
    [m]
    DC
    CGG
    1464.0
    [m]
    DC
    CGG
    1470.0
    [m]
    DC
    CGG
    1476.0
    [m]
    DC
    CGG
    1482.0
    [m]
    DC
    CGG
    1488.0
    [m]
    DC
    CGG
    1494.0
    [m]
    DC
    CGG
    1500.0
    [m]
    DC
    CGG
    1506.0
    [m]
    DC
    CGG
    1531.9
    [m]
    C
    CGG
    1536.5
    [m]
    C
    CGG
    1539.8
    [m]
    C
    CGG
    1544.8
    [m]
    C
    CGG
    1549.6
    [m]
    C
    CGG
    1553.9
    [m]
    C
    CGG
    1557.5
    [m]
    C
    CGG
    1561.5
    [m]
    C
    CGG
    1566.6
    [m]
    C
    CGG
    1567.4
    [m]
    C
    CGG
    1572.0
    [m]
    DC
    CGG
    1578.0
    [m]
    DC
    CGG
    1584.0
    [m]
    DC
    CGG
    1590.0
    [m]
    DC
    CGG
    1596.0
    [m]
    DC
    CGG
    1602.0
    [m]
    DC
    CGG
    1608.0
    [m]
    DC
    CGG
    1614.0
    [m]
    DC
    CGG
    1620.0
    [m]
    DC
    CGG
    1626.0
    [m]
    DC
    CGG
    1632.0
    [m]
    DC
    CGG
    1638.0
    [m]
    DC
    CGG
    1644.0
    [m]
    DC
    CGG
    1650.0
    [m]
    DC
    CGG
    1656.0
    [m]
    DC
    CGG
    1663.8
    [m]
    C
    CGG
    1668.7
    [m]
    C
    CGG
    1679.1
    [m]
    C
    CGG
    1684.7
    [m]
    C
    CGG
    1686.9
    [m]
    C
    CGG
    1691.8
    [m]
    C
    CGG
    1696.5
    [m]
    C
    CGG
    1700.7
    [m]
    C
    CGG
    1704.7
    [m]
    C
    CGG
    1708.9
    [m]
    C
    CGG
    1782.0
    [m]
    DC
    CGG

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR MDT
    1475
    1706
    FMI MSIP
    1383
    1705
    HRLA PEX ECS
    1425
    1709
    MDT PA
    1512
    1645
    MSIP ECS HRLA PEX
    476
    1424
    MWD LWD - ARC TELE
    532
    839
    MWD LWD - GVR ARC TELE
    839
    1658
    ZO VSP
    452
    1628

  • 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
    533.0
    42
    535.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    833.0
    17 1/2
    839.0
    0.00
    LINER
    9 5/8
    1224.0
    12 1/4
    1425.0
    0.00
    OPEN HOLE
    1709.0
    8 1/2
    1709.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    842
    1.14
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    1324
    1.17
    11.0
    KCl/Polymer/GEM
    1324
    1.16
    12.0
    KCl/Polymer/GEM
    1365
    1.14
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1451
    1.17
    12.0
    KCl/Polymer/GEM
    1497
    1.14
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    1507
    1.16
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    1708
    1.16
    12.0
    KCl/Polymer/GEM