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

7325/1-1

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.
    7325/1-1
    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.
    7325/1-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey MC3D-HFC09-inline 2215 & xline 8697
    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.
    1526-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    29
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.06.2014
    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.
    21.07.2014
    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.
    21.07.2016
    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.
    21.07.2016
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    SNADD FM
    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.
    447.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2865.0
    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).
    2865.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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 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.
    HAVERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    73° 54' 48.7'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    25° 7' 0.17'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8203538.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    441758.31
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7501

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7325/1-1 was drilled to test the Atlantis prospect on the western flank of the Hoop Fault Complex in the Barents Sea. The clinoforms of the Upper Kobbe Formation were the main target. Secondary targets included Carnian fluvial/estuarine channel sandstones within the Snadd Formation, possible sand development in the middle/lower part of the Kobbe Formation and shallow marine sandstone in the uppermost Klappmyss Formation
    Operations and results
    The top interval of the well was drilled according to plan with good parameters, but at 695 m bit, stalling occurred causing no further progress with drilling. The well was given the name 7325/1-U-1 and the well was respudded.
    Wildcat well 7325/1-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Spitsbergen on 23 June 2014 and drilled to TD at 2865 m in the Early Triassic Havert Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and sweeps down to 835 m, with KCl/polymer/GEM mud from 835 m to 1696 m, and with Low sulphate KCl/polymer/GEM mud from 1696 m to TD.
    Well 7325/1-1 encountered about 55 metres net of reservoir rocks in the Snadd Formation, of which ten metres were gas-filled between 1547.5 and 1560.5 m. Based on the well logs the presence of live HC in several other sand layers in Snadd, Kobbe and Havert formations cannot be ruled out. Poor reservoir properties prevented establishment of pressure gradients and true hydrocarbon/water contacts. Sandstone was not proven in the Klappmyss Formation; however, about ten metres gross of poor quality sandstone was proven in the Early Triassic Havert Formation.
    The Stø/Fruholmen formations had oil shows (fluorescence and cut) at 891 - 906 m (Stø/Fruholmen), while the Snadd Formation had oil shows in numerous sandy intervals between 990 and 1580 m.
    No coring was performed due to uncertainties around the presence of hydrocarbons while drilling.  MDT fluid samples were taken at 904 m (water) and 1555.3 m (gas).
    The well was permanently abandoned on 21 July as a technical 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]
    840.00
    2865.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    846.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    847.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    852.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    854.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    858.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    864.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    876.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    876.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    882.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    888.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    894.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    903.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    906.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    912.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    918.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    924.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    930.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    947.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1090.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1130.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1150.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1190.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1210.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1249.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1250.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1270.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1310.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1330.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1370.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1390.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1410.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1450.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1490.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1510.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1550.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1565.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1580.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1584.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1600.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1652.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1696.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1717.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1726.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1747.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1756.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1765.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1786.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1791.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1795.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1810.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1843.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1855.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1864.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1872.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1873.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1918.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1927.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1945.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1946.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1966.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1975.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1996.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2005.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2023.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2044.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2050.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2068.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2124.1
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2225.8
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2250.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2267.8
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2315.4
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2328.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2343.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2348.7
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2370.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2415.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2427.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2439.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2454.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2496.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2512.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2553.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2560.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2577.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2670.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2674.7
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2725.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2759.1
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2759.1
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2767.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2767.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2860.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI GR
    824
    1694
    FMIHD PPC MSIP PPC GR
    1565
    2853
    HRLA PEX ECSGR
    1515
    2864
    MDT GR
    891
    1695
    MDT GR
    1890
    2817
    MSCT GR
    847
    1652
    MSCT GR
    848
    1652
    MSCT GR
    1791
    2850
    MWD - ARC TELE
    539
    835
    MWD - ARC TELE PD
    1696
    2865
    RT HRLA SON PEX ECS GR
    505
    1695
    USIT CBL GR
    512
    755
    USIT CBL GR
    855
    1685
    VSP GR
    553
    2855

  • 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
    537.6
    36
    539.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    825.0
    17 1/2
    835.0
    0.00
    LINER
    9 5/8
    1690.0
    12 1/4
    1696.0
    0.00
    OPEN HOLE
    2865.0
    8 1/2
    2865.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    541
    1.60
    8.0
    Spud Mud
    714
    1.14
    9.0
    KCl/Polymer/GEM
    840
    1.12
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    1533
    1.13
    24.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1696
    1.12
    21.0
    KCl/Polymer/GEM
    1797
    1.15
    19.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    2106
    1.16
    26.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    2261
    1.16
    23.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    2865
    1.16
    21.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol