Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7220/5-2

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.
    7220/5-2
    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.
    7220/5-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey WG08STR10-inline 1559 & xline 4113
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1447-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.05.2013
    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.
    08.07.2013
    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.
    08.07.2015
    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.
    13.08.2015
    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.
    EARLY CRETACEOUS
    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.
    KNURR 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.
    398.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1780.0
    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).
    1779.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.1
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    TUBÅEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 33' 40.29'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 23' 54.84'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8059865.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    680370.77
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7166

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/5-2 Nunatak was drilled in the Polheim sub-basin west of the Loppa High in the Barents Sea. The well was placed about five kilometres north of the 7220/8-1 discovery well ("Skrugard"). The primary objective was to prove petroleum in Cretaceous reservoir rocks (the Knurr Formation), as well as acquire information for the planned field development of Johan Castberg. Potential Intra Hekkingen Formation sandstones was a secondary target in the well.
    Operations and results
    Wildcat well 7220/5-2 was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 19 May 2013 and drilled to TD at1780 m in the Early Jurassic Tubåen Formation. A 7” liner was set at 1532 m to be able to acquire rock
    mechanical data in Jurassic sandstones. The well was drilled with seawater (spud mud) down to 844 m and with Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol mud from 844 m to TD.
    In the overburden, the well penetrated Tertiary and Cretaceous Claystones and minor Limestones. In the reservoir section, the well penetrated Cretaceous Claystones and Sandstones as well as Jurassic Claystones, Siltstones and Sandstones. The well encountered top of the target Knurr Formation sandstones at 1255 m. The Knurr Formation was gas bearing with gas down-to 1359 m. Petrophysical evaluation gave a gross 104 m gas column in the well with a with a net/gross = 0.89. Pressure data indicate the Gas-Water Contact (GWC) to be at 1372 m. The reservoir quality was poorer than expected. No oil shows were described in the well and hydrocarbon core scanning confirmed a general lack of oil components in the Knurr reservoir sands. Stable carbon isotopes in the gas components show very good correlation between the Skrugard gas and the Nunatak gas. No sandstones were encountered in the Hekkingen Formation.
    One 45 m core was cut in the Knurr reservoir sandstones. A reduced discovery case wireline program was conducted. MDT fluid samples were taken at 1340.9 m (gas) and 1386.7 m (formation water).
    The well was permanently abandoned on 8 July 2013 as 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]
    860.00
    1780.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1270.0
    1315.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    890.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    910.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    930.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1090.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1130.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1150.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1190.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1210.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1246.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1252.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1258.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1264.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1270.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1272.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1273.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1276.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1279.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1283.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1286.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1289.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1291.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1293.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1296.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1299.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1301.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1304.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1306.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1309.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1312.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1314.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1321.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1327.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1333.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1339.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1345.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1351.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1357.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1363.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1369.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1375.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1381.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1387.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1393.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1399.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1405.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1411.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1417.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1423.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1429.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1435.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1441.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1447.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1453.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1459.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1465.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1471.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1477.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1483.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1489.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1495.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1501.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1507.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1513.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1519.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1525.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1531.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1537.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1543.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1549.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1555.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1561.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1567.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1573.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1579.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1585.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1591.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1597.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1603.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1609.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1615.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1621.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1627.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1633.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1639.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1645.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1651.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1657.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1663.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1669.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1675.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1681.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1687.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1693.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1699.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1705.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1711.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1717.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1723.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1729.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1735.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1741.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1747.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1753.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1759.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1765.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1771.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1780.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ADN SON
    1535
    1780
    FMI MSIP ECS HNGS
    490
    1531
    MDT GR
    1255
    1388
    MWD - ARC TELE
    429
    1239
    MWD - GVR ARC TELE
    1239
    1535
    RT GPIT HRLA PEX
    1238
    1532
    USIT CBL
    770
    1230
    VSP GR
    451
    1525

  • 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
    490.0
    42
    495.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    843.0
    17 1/2
    852.0
    1.19
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1237.0
    12 1/4
    1239.0
    1.78
    LOT
    LINER
    7
    1532.0
    8 1/2
    1535.0
    1.84
    LOT
    OPEN HOLE
    1780.0
    6
    1780.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    430
    1.02
    23.0
    Seawater
    858
    1.12
    19.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1005
    1.18
    23.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1239
    1.12
    21.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1535
    1.18
    26.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1780
    1.18
    22.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol