Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7/12-11

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.
    7/12-11
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7/12-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BPN 91 - 228 SP 196.5
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    696-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.08.1991
    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.
    06.11.1991
    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.
    06.11.1993
    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.
    08.03.2004
    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.
    SHOWS
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3868.0
    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).
    3864.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    142
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 7' 10.71'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 58' 33.19'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6330846.33
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    498539.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1787

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/12-11 was designed to test 7/12-JU6 prospect, a Late Jurassic Ula Formation sand in a structural prospect some 7 km east of the Ula Field. Well 7/12-11 was located close to the edge of the perceived Late Jurassic Ula Trend fairway.
    The prospect was defined as a structural trap with fault closure to the east and north, and dip closure to the southwest. Lateral seal to the east was thought to be provided by cross-fault seal of Late Jurassic reservoir against Triassic shales and siltstones. The key element of risk was trap effectiveness, as the prospect relied on a shattered sub-seismic fault zone in the northeastern corner. The results might have implications for further prospectivity in the licence.
    The primary objective for the 7/12-11 well was to prove a volume of oil that was commercial as a tieback development to the Ula Platform. Secondary objectives were the uppermost part of the Triassic rocks and the Middle Jurassic Bryne Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 7/12-11 was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle on 31 August 1991 and drilled to TD at 3865 m in the Triassic Skagerrak Formation. A 9 7/8" pilot hole was drilled to 950 m, and some shallow gas was detected by ROV sonar and observation of some surface bubbles at 518 m. The 17 1/2" hole was drilled with the experimental mud system RCS/DF+. In the 12 1/4" hole this mud was gradually diluted and displaced to a KCl/IOBOND mud. Drilling proceeded without significant problems to TD.
    The Ula sandstones came in at 3787.5 m, 39.5 m deeper than prognosed. It was only 12.5 m thick which was 78 m thinner than prognosed. The Bryne Formation was absent. Very weak hydrocarbon fluorescence was observed in sand stringers of the Lista Formation. Minor gas shows were observed in the Mandal Formation. Occasional oil stained grains with very weak cut fluorescence were seen in the cuttings of the Ula Formation. No shows were observed in the sidewall cores. One 10 m conventional core was cut in the Triassic Skagerrak Formation. A total of 21 sidewall cores were attempted, and 14 were recovered. Two RFT fluid samples were taken at 3797.5 m. No gas or oil was recovered in these samples, only water. The well was permanently abandoned on 6 November 1991 as a dry hole with weak hydrocarbon shows.
    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]
    950.00
    3865.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3802.7
    3812.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    9.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3802-3807m
    Kjerne bilde med dybde: 3807-3812m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3802-3807m
    3807-3812m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3733.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3739.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3745.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3751.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3757.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3763.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3769.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3775.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3781.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3787.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3793.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3799.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.47

  • 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
    0.42
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    61.28

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL LSS GR CAL SP
    75
    2746
    DLL MSFL SDT GR SP CAL
    2738
    3872
    LDL CNL NGT GR
    2738
    3871
    MSCT GR
    3764
    3806
    MWD
    90
    3865
    RFT HP GR
    3791
    3833
    SHDT GR
    2738
    3872
    WST GR
    500
    3871

  • 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
    163.0
    36
    165.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    935.0
    26
    937.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2735.0
    17 1/2
    2737.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    3868.0
    12 1/2
    3868.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    206
    1.03
    WATER BASED
    946
    1.20
    23.0
    WATER BASED
    950
    1.05
    39.0
    WATER BASED
    962
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    1222
    1.39
    30.0
    WATER BASED
    1405
    1.60
    54.0
    WATER BASED
    1413
    1.60
    35.0
    WATER BASED
    1595
    1.60
    60.0
    WATER BASED
    1764
    1.70
    55.0
    WATER BASED
    1907
    1.60
    48.0
    WATER BASED
    2051
    1.60
    45.0
    WATER BASED
    2205
    1.60
    36.0
    WATER BASED
    2313
    1.60
    40.0
    WATER BASED
    2380
    1.60
    31.0
    WATER BASED
    2386
    1.60
    34.0
    WATER BASED
    2522
    1.60
    44.0
    WATER BASED
    2659
    1.60
    44.0
    WATER BASED
    2667
    1.60
    34.0
    WATER BASED
    2737
    1.60
    31.0
    WATER BASED
    2743
    1.60
    28.0
    WATER BASED
    2767
    1.58
    36.0
    WATER BASED
    2873
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    2972
    1.55
    34.0
    WATER BASED
    3015
    1.55
    30.0
    WATER BASED
    3055
    1.55
    27.0
    WATER BASED
    3087
    1.55
    31.0
    WATER BASED
    3109
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    3168
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    3203
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    3326
    1.55
    38.0
    WATER BASED
    3474
    1.55
    36.0
    WATER BASED
    3557
    1.55
    35.0
    WATER BASED
    3587
    1.55
    35.0
    WATER BASED
    3596
    1.55
    34.0
    WATER BASED
    3624
    1.55
    38.0
    WATER BASED
    3640
    1.55
    36.0
    WATER BASED
    3674
    1.55
    39.0
    WATER BASED
    3723
    1.55
    28.0
    WATER BASED
    3730
    1.55
    33.0
    WATER BASED
    3802
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    3865
    1.55
    38.0
    WATER BASED

  • 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
    0.22