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

7125/4-3

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.
    7125/4-3
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7125/4-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3 D survey MFZ02STR08. Inline 1632. Xline 3695
    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.
    1538-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    13
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.08.2014
    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.
    07.09.2014
    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.
    07.09.2016
    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.
    01.10.2015
    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.
    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).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    294.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1033.0
    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).
    1033.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    0.9
    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 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.
    HEKKINGEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 30' 56.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    25° 12' 56.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7936057.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436866.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7543

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7125/4-3 was drilled on the Ensis prospect about four kilometres south of the 7125/4-1 oil and gas discovery on the Måsøy Fault Complex in the Barents Sea. The primary objective was to prove petroleum in Early Cretaceous reservoir rocks (intra-Knurr formation).
    Operations and results
    Wildcat well 7125/4-3 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Spitsbergen on 10 August 2014 and drilled to TD at 1033 m in the Hekkingen Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled, logged, plugged and abandoned in a total of 18 days. It was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 593 m, with KCl/GEM/polymer mud from 593 m to 863 m, and with Low-sulphate KCl/GEM/polymer mud from 863 m to TD.
    The well was dry. Approximately 35 m of reservoir rocks of poor quality was penetrated in the Knurr Formation.
    No cores were cut. A dry case wireline logging program was conducted. No fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 7 September 2014 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]
    600.00
    1033.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    600.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    610.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    650.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    670.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    690.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    710.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    730.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    750.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    810.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    850.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    866.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    869.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    872.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    875.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    878.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    893.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    896.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    899.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    902.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    905.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    908.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    911.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    914.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    917.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    923.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    926.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    929.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    932.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    935.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    938.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    941.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    944.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    947.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    953.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    956.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    959.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    962.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    968.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    974.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    977.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    983.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    986.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    989.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    992.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    995.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    998.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1001.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1004.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1007.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1013.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1016.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1019.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1022.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1025.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1028.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1031.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    334
    334
    522
    522
    557
    557
    880
    983

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD LWD - DIR
    334
    387
    MWD LWD - GR RES
    387
    590
    MWD LWD - GR RES DIR APWD ARC AD
    512
    854
    MWD LWD - GR RES DIR APWD GVR
    858
    1038
    PEX HRLA MSIP
    680
    1036

  • 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
    384.0
    36
    387.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    578.0
    17 1/2
    593.0
    1.32
    FIT
    LINER
    9 5/8
    859.0
    12 1/4
    863.0
    1.47
    FIT
    OPEN HOLE
    1033.0
    8 1/2
    1033.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    383
    1.21
    23.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    660
    1.14
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    860
    1.16
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    870
    1.25
    21.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1001
    1.23
    21.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1030
    1.21
    22.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol