Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7/7-1

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.
    7/7-1
    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
    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.
    7/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NOD 6 - 86 - 010 SP 260
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    626-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.12.1989
    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.
    20.02.1990
    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.
    20.02.1992
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    83.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3500.0
    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).
    3497.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 24' 56.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 15' 59.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6364053.40
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455943.56
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1492

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/7-1 was the first well in license 148, and was designed to drill a tilted block on the Jæren High close to the UK border. Early/Middle Jurassic events resulted in uplift and erosion, such that Jurassic sediments at the well location are missing. Due to the Tertiary uplift and eastward tilting of the Shetland Platform, along with a relative drop in sea level, this tilting gave rise to an eastward drainage pattern. Submarine fan sandstones derived from deltaic and barrier bar complexes in the Morray Firth area were deposited in the Central Graben and on to the Jæren High. Several lobe systems developed, giving rise to continuous and periodic sandstone deposition as the lobes migrated laterally. The eastern pinch out of these systems occurs in blocks 7/4 and 7/7. The primary objective of this well was an anticlinal closure at the Base Cretaceous Unconformity level, the C-prospect, Triassic sandstones. The secondary objective was the B-prospect, Paleocene sandstones, a possible closure along a pinch out of a sandy sequence consisting of distal turbidites. Some high amplitude anomalies indicated shallow gas between 241 to 395 m. The nearest one at 308 m was situated approximately 300 m east of the well location. Sticky and swelling "gumbo" clays are common in the area.
    Operations and results
    Wildcat well 7/7-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen 30 December 1989 and drilled to TD at 3500 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with seawater and gel down to 572 m, with gypsum/polymer mud from 572 m to 3263 m, and with bentonite/lignosulphonate mud from 3263 m to TD. Apart from some tight hole problems, drilling went without severe problems. No shallow gas was encountered. The well was drilled approximately 200 m into the Triassic, which consisted of brick red sandstones, interbedded with siltstone / claystone. The Paleocene sandstones came in nearly 60 m below the prognosed depth, and only minor amounts of sand was encountered (Andrew Formation). No indication of hydrocarbons was seen in this well. Two conventional cores were cut, one from 2786 m to 2803 m in the Paleocene Andrew Formation and a second from 3286 m to 3313.5 m driller's depth (3291.5 m to 3319 m loggers depth) in the Smith Bank Formation. A total of 125 sidewall cores were attempted, and 118 sidewall cores were recovered. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 20 February 1990 as a dry hole.
    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]
    590.00
    3500.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2786.0
    2803.0
    [m ]
    2
    3296.0
    3313.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    34.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2786-2791m
    Kjerne bilde med dybde: 2791-2796m
    Kjerne bilde med dybde: 2796-2801m
    Kjerne bilde med dybde: 2801-2803m
    Kjerne bilde med dybde: 3286-3291m
    2786-2791m
    2791-2796m
    2796-2801m
    2801-2803m
    3286-3291m
    Kjerne bilde med dybde: 3291-3296m
    Kjerne bilde med dybde: 3296-3301m
    Kjerne bilde med dybde: 3301-3306m
    Kjerne bilde med dybde: 3306-3311m
    Kjerne bilde med dybde: 3311-3313m
    3291-3296m
    3296-3301m
    3301-3306m
    3306-3311m
    3311-3313m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2022.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2074.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2111.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2122.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2135.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2143.2
    [m]
    SWC
    STATO
    2175.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2225.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2275.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2310.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2325.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2344.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2360.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2382.2
    [m]
    SWC
    STATO
    2400.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2415.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2431.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2450.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2464.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2479.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2500.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2513.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2530.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2545.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2560.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2595.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2625.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2649.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2658.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2679.0
    [m]
    DC
    RRI
    2694.0
    [m]
    DC
    RRI
    2706.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2724.0
    [m]
    DC
    RRI
    2739.0
    [m]
    DC
    RRI
    2742.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2753.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2758.3
    [m]
    SWC
    STATO
    2769.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.2
    [m]
    SWC
    STATO
    2793.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2795.3
    [m]
    SWC
    STATO
    2798.1
    [m]
    SWC
    STATO
    2801.9
    [m]
    SWC
    STATO
    2826.0
    [m]
    DC
    RRI
    2832.0
    [m]
    DC
    RRI
    2958.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3433.2
    [m]
    SWC
    STATO
    3503.9
    [m]
    SWC
    STATO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.57

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23

  • 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
    0.19
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.43

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1333
    2554
    CBL VDL GR
    1903
    3253
    DIFL ACL CDL CNL GR
    2548
    3260
    DIFL ACL CDL CNL GR
    3253
    3502
    DIFL ACL CDL GR
    567
    2567
    DIPS GR
    3254
    3499
    FMT GR
    3290
    3317
    MLL SPL
    3253
    3505
    MWD
    572
    3500
    SWC GR
    2021
    2566
    SWC GR
    2649
    3258
    SWC GR
    3260
    3503
    VSP
    100
    3490

  • 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
    167.0
    36
    168.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    567.0
    26
    580.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2548.0
    18
    2565.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3251.0
    12 1/4
    3263.0
    1.63
    LOT
    OPEN HOLE
    3500.0
    8 1/2
    3500.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    576
    1.03
    WATER BASED
    05.01.1990
    580
    1.03
    WATER BASED
    05.01.1990
    580
    1.03
    WATER BASED
    08.01.1990
    2565
    1.56
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    16.01.1990
    2565
    1.56
    26.0
    6.0
    WATER BASED
    16.01.1990
    2565
    1.56
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    17.01.1990
    2568
    1.50
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    24.01.1990
    2685
    1.50
    22.0
    4.0
    WATER BASED
    25.01.1990
    2690
    1.50
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    26.01.1990
    2764
    1.50
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    29.01.1990
    2786
    1.50
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    29.01.1990
    2803
    1.50
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    29.01.1990
    2903
    1.50
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    30.01.1990
    2997
    1.50
    27.0
    6.0
    WATER BASED
    31.01.1990
    3047
    1.50
    27.0
    5.5
    WATER BASED
    02.02.1990
    3054
    1.50
    25.0
    4.5
    WATER BASED
    05.02.1990
    3114
    1.50
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    06.02.1990
    3263
    1.50
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    07.02.1990
    3263
    1.50
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    07.02.1990
    3263
    1.50
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    08.02.1990
    3284
    1.55
    45.0
    6.0
    WATER BASED
    12.02.1990
    3284
    1.55
    43.0
    6.5
    WATER BASED
    14.02.1990
    3284
    1.55
    42.0
    5.0
    WATER BASED
    14.02.1990
    3284
    1.55
    43.0
    5.5
    WATER BASED
    15.02.1990
    3294
    1.55
    40.0
    12.5
    WATER BASED
    20.02.1990
    3294
    1.55
    40.0
    10.0
    WATER BASED
    20.02.1990
    3294
    1.55
    43.0
    5.5
    WATER BASED
    16.02.1990
    3294
    1.55
    42.0
    10.5
    WATER BASED
    20.02.1990
    3365
    1.55
    43.0
    6.5
    WATER BASED
    14.02.1990

  • 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