Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7225/3-1

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.
    7225/3-1
    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.
    7225/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 1438 & crossline 1874 BST4 PSTM FINAL
    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.
    Total E&P Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1350-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    149
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.04.2011
    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.
    25.09.2011
    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.
    25.09.2013
    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.
    25.09.2013
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    STØ 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.
    LATE 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.
    KOBBE 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.
    EARLY TRIASSIC
    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.
    HAVERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    39.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    377.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4150.0
    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).
    4147.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    157
    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.
    PERMIAN
    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.
    ISBJØRN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 54' 58.31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    25° 52' 2.67'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8091704.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    462862.72
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6587

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7225/3-1 was the first well to be drilled on the faulted Norvarg Dome on the Bjarmeland Platform in the Barents Sea. It was drilled fairly close to the crest of the structure. The primary objective was to prove hydrocarbon presence, determine fluid nature and evaluate reservoir characteristics in sandstones of the Late Triassic (Carnian) Lower Snadd Formation and the Early Triassic Kobbe Formation. Secondary objective was to prove hydrocarbons in the Jurassic Stø Formation, the Early Triassic Havert Formation, and the Permian Tempelfjorden and Bjarmeland groups.
    Operations and results
    Wildcat well 7225/3-1 was spudded with the semi-submersible installation West Phoenix on 30 April 2011 and drilled to TD at 4150 m in the Permian Isbjørn Formation. No major drilling problems were encountered, but P&A in the upper part was subject to extensive delays associated with trying to retrieve casing, failed cement plugs or leak in 20" casing and extra time spent trying to locate the source of a gas leak. The well was drilled with bentonite mud with hiv-vis pills down to 672 m, and with KCl/polymer mud from 672 m to TD.
    Gas was proven both in intervals from the Jurassic and the Triassic. The Jurassic Stø Formation was gas bearing from top at 726 m to a likely GWC at 766.5 m. In the Triassic the upper part of the Snadd Formation with top at 804 m was supposed to be gas bearing, but this was not proven by sampling. The best Snadd sands, below 1040 m, could be sampled and they were water bearing. An Intra-Carnian section was penetrated from 1146 m to 1521 m. It contained gas in two zones with GWC's at 1218 m and ca 1250 m, respectively, and in a third thin sandstone from 1347 m to 1357 m. The upper and the lowermost Intra-Carnian gas zone were confirmed by MDT sampling. The Kobbe Formation was encountered at 1521 m. It is 634 m thick with 27.5% net/gross based on petrophysical evaluations. Gas was tested in numerous thin sandstone beds from 1557 m to 1779 m by MDT sampling and by a DST. The Havert Formation with top at 2554 m had only poorly developed reservoir rocks. MDT testing failed, but it was assumed to be gas bearing as well based on logs.
    Rig site analyses of fluorescence (oil shows) and by GCMS analyses of up to C7 components in mud gas ("FLAIR analysis") suggested that the Stø and upper Snadd gas zones were oil-associated. The deeper gas zones were practically devoid of liquid components based on these analyses.
    Four conventional cores were cut. Core 1 was cut in intra-Carnian sandstone and claystone from 1204-1258 m with 98% recovery. Core 2 was cut in the Kobbe Formation from 1675 to 1695 m with 83.3% recovery (jammed off). Core 3 was cut from 2610 to 2637 m in the Havert Formation with 100% recovery. Core 4 was cut from 4013 to 4016 m in the Isbjørn Formation with 15% recovery (jammed off). During two successful MDT wire line runs a total of 9 sampling stations were performed. Samples were taken at 1090.01 m (Snadd Formation; water+gas), 1121.98 m (Snadd Formation water), 1215.26 m (Intra-Carnian Sandstone; gas), 1279.99 m (Intra-Carnian sandstone; water), 1349.78 m (Intra-Carnian sandstone; gas), 1353.41 m (Intra-Carnian sandstone; gas), 1560.21 m (Kobbe Formation: gas), 1595.97 m (Kobbe Formation: only fluid scanning; no sample), 1778.65 m (Kobbe Formation: gas).
    The well was permanently abandoned on 25 September 2011 as a gas discovery.
    Testing
    The well was perforated from 1557-1570 m,1580-1621 m and 1631 m-1685 m in the Kobbe interval.The test produced 180000 Sm3 gas/day througt a 44/64" choke. The gas gravity 0,618(air=1)

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    690.00
    4149.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1204.0
    1256.9
    [m ]
    2
    1675.0
    1691.7
    [m ]
    3
    2610.0
    2637.1
    [m ]
    4
    4013.0
    4013.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    97.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1557
    1685
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    180000
    0.618

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI GR
    3750
    4150
    FMI PPC MSIP PPC
    3390
    4147
    HGNS CMR
    3750
    4150
    IBC DCBL GR
    800
    2503
    LEH EDTC HNGS APS TLD HRLA CMR S
    2580
    3745
    LEH EDTC PPC MSIP PPC FMI
    2425
    3753
    LWD - ADR SWRO GM PWD PCDC
    4016
    4150
    LWD - AFR EWR DGR ALD CTN FTWD P
    677
    1067
    LWD - EWR DGR PWD DI
    440
    3750
    LWD - EWR P4 DGR PWD PCDC
    3751
    4013
    MDT GR
    1062
    2064
    MDT GR
    1594
    1889
    MDT GR
    1596
    1976
    MDT GR
    2605
    2640
    MDT GR
    2606
    2606
    MDT GR
    2606
    3472
    MDT GR
    2609
    2620
    MSCT GR
    1090
    2309
    MSCT GR
    1090
    1826
    MSCT GR
    2605
    3475
    MSIP FMI
    1062
    2064
    SP CMR HRLA TLD APS HNGS
    1062
    2064
    SP GPIT PPC MSIP PPC TLD APS HNG
    1062
    2514
    SP HRLA TLD APS
    3750
    4150
    USIT CBL GR
    395
    1062
    VSP GR
    416
    2514
    VSP GR
    2500
    4143

  • 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
    482.0
    36
    484.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    665.0
    26
    672.0
    1.50
    LOT
    PILOT HOLE
    681.0
    9 7/8
    681.0
    0.00
    INTERM.
    13 5/8
    1062.0
    17 1/2
    1070.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2503.0
    12 1/4
    2514.0
    1.85
    LOT
    LINER
    7
    3749.0
    8 1/2
    3750.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    4150.0
    6
    4150.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    431
    1.30
    10.0
    waterbased
    500
    1.30
    10.0
    waterbased
    502
    1.24
    11.0
    ManualEntry
    511
    1.30
    10.0
    waterbased
    540
    1.25
    13.0
    waterbased
    552
    1.05
    16.0
    seawater
    552
    1.25
    10.0
    waterbased
    652
    1.30
    10.0
    waterbased
    680
    1.05
    16.0
    waterbased
    854
    1.25
    12.0
    waterbased
    854
    1.37
    14.0
    waterbased
    957
    1.35
    14.0
    waterbased
    1070
    1.25
    17.0
    waterbased
    1730
    1.36
    1.0
    brine
    2014
    1.35
    19.0
    waterbased
    2100
    1.45
    24.0
    waterbased
    2514
    1.35
    22.0
    waterbased
    3750
    1.52
    22.0
    waterbased
    4150
    1.45
    17.0
    waterbased

  • 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
    0.28