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

7219/12-3 S

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.
    7219/12-3 S
    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.
    7219/12-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    WG0901 Inline 891. Xline 3657
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1676-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    43
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.12.2017
    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.
    17.01.2018
    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.
    17.01.2020
    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.
    14.01.2020
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    313.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2750.0
    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).
    2707.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    22.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    89
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 12' 3.51'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    19° 43' 2.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8017875.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    660804.40
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8307

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7219/12-3 S was drilled to test the Hurri prospect on the Ringvassøy-Loppa Fault Complex west of the Loppa High in the Barents Sea. The primary objectives were to test the reservoir properties and hydrocarbon potential at Hekkingen Formation/BCU level, and in the Stø Formation. The hydrocarbon potential in the Kolje and Tubåen formations was defined as secondary objectives.
    Operations and results
    Wildcat well 7219/12-3 S was spudded with the semi-submersible installation Leiv Eiriksson on 3 December 2017 and drilled to TD at 2750 m (2707 m TVD) in the Late Triassic Fruholmen Formation. The well was drilled S-shaped with  inclination up to 22.5° in the overburden between 721 and 1726 m, and vertical from there through all target reservoirs to TD. Restrictions in the hole and a leak in the BOP led to 6 days NPT when running the 9 5/8” casing. Otherwise operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 404 m, with KCl/polymer/GEM mud with 3-4.2% glycol from 404 m to 661 m, and with Performadril mud 3 – 5% glycol from 661 m to TD.
    A 67 m thick water-bearing sandstone with poor reservoir quality was encountered at 1980 m (1938 m TVD) in the Kolje Formation. Top Hekkingen Formation was encountered at 2169 m (2127 m TVD). No reservoir was encountered at this level. The Stø Formation was encountered at 2243 m (2201 m TVD) with 100 m water-bearing sandstone of moderate to good reservoir quality. The Nordmela Formation was encountered at 2348 m (2306 m TVD) with a total of  90 m water-bearing sandstone layers of moderate quality. The Tubåen Formation was encountered at 2578 m (2535 m TVD) with 40 m water-bearing sandstone of moderate quality.
    Two siltstone SWC’s at 1955.1 and 1974.4 m in the lower Kolmule Formation had good oil shows with hydrocarbon odour, oil stain, direct fluorescence, cut fluorescence, and residue fluorescence. The Kolje sandstone (1980 to 2047 m) had direct, cut and residue fluorescence. The Stø Formation sandstone (2243 to 2348 m) had direct, cut and residue fluorescence. Geochemical analysis of an SWC sample at 2245 m confirmed a mature migrated oil show in the Upper Stø Formation.
    No cores were cut. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 17 January 2018 as a dry well with 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]
    410.00
    2750.00

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI PPC MSIP PPC GR JAR
    1755
    2749
    MDT GR
    1842
    1975
    MSCT GR
    1799
    2730
    MWD LWD - GR PWD DIR
    337
    390
    MWD LWD - GR RES AC PWD DIR
    387
    496
    MWD LWD - GR RES PWD DIR
    380
    644
    MWD LWD - RES GR DEN NEU CAL AC
    621
    2750
    XPT HRLA PEX ECS HNGS GR JAR
    1755
    2737
    ZO VSP
    616
    2735

  • 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
    402.8
    36
    404.0
    0.00
    PILOT HOLE
    499.0
    9 7/8
    499.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    653.8
    26
    661.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1755.9
    12 1/4
    1763.0
    1.52
    LOT
    OPEN HOLE
    2750.0
    8 1/2
    2750.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    380
    1.50
    17.0
    KCL/Polymer/GEM
    402
    1.50
    17.0
    KCL/Polymer/GEM
    403
    1.05
    1.0
    Bentonite Spud Mud
    403
    1.30
    16.0
    KCL/Polymer/GEM
    420
    1.30
    14.0
    KCL/Polymer/GEM
    503
    1.03
    1.0
    Other
    547
    1.30
    20.0
    KCL/Polymer/GEM
    610
    1.24
    19.0
    PERFORMADRIL
    625
    1.30
    21.0
    KCL/Polymer/GEM
    661
    1.30
    14.0
    KCL/Polymer/GEM
    661
    1.39
    20.0
    KCL/Polymer/GEM
    661
    1.20
    17.0
    PERFORMADRIL
    808
    1.20
    18.0
    PERFORMADRIL
    961
    1.24
    21.0
    PERFORMADRIL
    1556
    1.22
    19.0
    PERFORMADRIL
    1556
    1.24
    19.0
    PERFORMADRIL
    1756
    1.21
    17.0
    PERFORMADRIL
    1763
    1.24
    19.0
    PERFORMADRIL
    2402
    1.23
    24.0
    PERFORMADRIL
    2448
    1.24
    23.0
    PERFORMADRIL
    2517
    1.23
    24.0
    PERFORMADRIL
    2655
    1.21
    23.0
    PERFORMADRIL
    2740
    1.22
    21.0
    PERFORMADRIL
    2750
    1.21
    22.0
    PERFORMADRIL