Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7121/8-1

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.
    7121/8-1
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    7121/8-1
    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.
    1657-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    27
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.05.2017
    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.
    15.07.2017
    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.
    20.06.2018
    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.
    01.04.2019
    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
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    32.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    376.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2260.0
    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).
    2260.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    0.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    79
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 25' 43.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 38' 26.56'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7925563.16
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    522775.62
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8159

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7121/8-1 was drilled to test the Blåmann prospect in the Hammerfest Basin of the Barents Sea. The primary objective was to test the hydrocarbon potential of the Jurassic Stø Formation, secondary to test the hydrocarbon potential of the Fruholmen/Snadd formations.
    Operations and results
    Wildcat well 7121/8-1 was spudded with the semi-submersible installation Songa Enabler on 22 May 2017 and drilled to TD at 2260 m in the Late Triassic Snadd Formation. Well was temporarily abandoned on 3 June 2017 after finishing the 12 1/4" section at 1781 m in the Knurr Formation. This was due to the legal dispute over the Cap-X technology. Partnership decided that the most efficient use of resources was to temporarily P&A the well and move to 7219/9-2 Kayak. After finishing Kayak the rig returned to Blåmann on 2 July and continued operations. Otherwise, operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 895 m and with Enviromul oil-based mud from 895 m to TD.
    Primary target Stø Formation was encountered at 1911 m. It was gas-bearing with the gas-water contact at 1934 m. The secondary targets proved to be dry. Shows on drilled cuttings are reported from 1928 m to 1984 m in the cored interval, and are described as spotted, dull fluorescence. Shows were also described in the interval from 2003 m to 2123 m, in the Nordmela, Tubåen and Fruholmen Formations, as spotty, dull, direct fluorescence with a slow, cloudy cut fluorescence. The shows descriptions are poor due to the masking effect by the oil-based mud.
    One core was cut from 1918 to 1984 m with 100% recovery in the Stø and Nordmela formations. The core-log depth shift is -1.4 m. MDT fluid samples were taken at 1911.4 m (gas) and 1936.6 m (water).
    The well was permanently abandoned on 15 July 2017 as a 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]
    980.00
    2260.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1918.0
    1983.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    65.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    INTERM.
    13 5/8
    970.0
    17 1/2
    980.0
    1.48
    LOT
    LINER
    9 5/8
    1778.0
    12 1/2
    1781.0
    1.46
    LOT
    OPEN HOLE
    2260.0
    8 1/2
    2260.0
    0.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT GR
    1911
    2216
    MWD - GR RES DEN NEU SON DI
    977
    1781
    MWD - GR RES PWD DI
    1781
    2260
    MWD - GR RES SON DI
    408
    977
    XLR GR
    1816
    2223
    ZAIT MSIP PEX ECS
    1716
    2260

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    407
    1.25
    31.0
    Enviromul
    966
    1.11
    23.0
    Enviromul
    1150
    1.14
    24.0
    Enviromul
    1658
    1.25
    29.0
    Enviromul
    1705
    1.22
    25.0
    Enviromul
    1711
    1.14
    20.0
    Enviromul
    1781
    1.25
    27.0
    Enviromul
    1781
    1.14
    20.0
    Enviromul
    1790
    1.25
    28.0
    Enviromul
    2259
    1.25
    28.0
    Enviromul

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    990.0
    [m]
    DC
    CGG
    1020.0
    [m]
    DC
    CGG
    1040.0
    [m]
    DC
    CGG
    1080.0
    [m]
    DC
    CGG
    1100.0
    [m]
    DC
    CGG
    1120.0
    [m]
    DC
    CGG
    1140.0
    [m]
    DC
    CGG
    1160.0
    [m]
    DC
    CGG
    1180.0
    [m]
    DC
    CGG
    1200.0
    [m]
    DC
    CGG
    1260.0
    [m]
    DC
    CGG
    1280.0
    [m]
    DC
    CGG
    1300.0
    [m]
    DC
    CGG
    1320.0
    [m]
    DC
    CGG
    1340.0
    [m]
    DC
    CGG
    1360.0
    [m]
    DC
    CGG
    1380.0
    [m]
    DC
    CGG
    1400.0
    [m]
    DC
    CGG
    1420.0
    [m]
    DC
    CGG
    1440.0
    [m]
    DC
    CGG
    1460.0
    [m]
    DC
    CGG
    1480.0
    [m]
    DC
    CGG
    1500.0
    [m]
    DC
    CGG
    1540.0
    [m]
    DC
    CGG
    1560.0
    [m]
    DC
    CGG
    1580.0
    [m]
    DC
    CGG
    1600.0
    [m]
    DC
    CGG
    1620.0
    [m]
    DC
    CGG
    1640.0
    [m]
    DC
    CGG
    1660.0
    [m]
    DC
    CGG
    1680.0
    [m]
    DC
    CGG
    1700.0
    [m]
    DC
    CGG
    1720.0
    [m]
    DC
    CGG
    1740.0
    [m]
    DC
    CGG
    1760.0
    [m]
    DC
    CGG
    1781.0
    [m]
    DC
    CGG
    1793.0
    [m]
    DC
    CGG
    1824.4
    [m]
    SWC
    CGG
    1829.0
    [m]
    DC
    CGG
    1835.0
    [m]
    DC
    CGG
    1839.2
    [m]
    SWC
    CGG
    1841.0
    [m]
    DC
    CGG
    1847.0
    [m]
    DC
    CGG
    1853.0
    [m]
    DC
    CGG
    1859.0
    [m]
    DC
    CGG
    1865.0
    [m]
    DC
    CGG
    1871.0
    [m]
    DC
    CGG
    1877.0
    [m]
    DC
    CGG
    1883.0
    [m]
    DC
    CGG
    1889.0
    [m]
    DC
    CGG
    1890.8
    [m]
    SWC
    CGG
    1895.0
    [m]
    DC
    CGG
    1901.0
    [m]
    DC
    CGG
    1907.0
    [m]
    DC
    CGG
    1908.0
    [m]
    SWC
    CGG
    1908.6
    [m]
    SWC
    CGG
    1913.0
    [m]
    DC
    CGG
    1918.9
    [m]
    C
    CGG
    1923.8
    [m]
    C
    CGG
    1929.8
    [m]
    C
    CGG
    1933.4
    [m]
    C
    CGG
    1939.7
    [m]
    C
    CGG
    1939.9
    [m]
    C
    CGG
    1940.8
    [m]
    C
    CGG
    1944.8
    [m]
    C
    CGG
    1949.6
    [m]
    C
    CGG
    1953.4
    [m]
    C
    CGG
    1960.3
    [m]
    C
    CGG
    1966.7
    [m]
    C
    CGG
    1968.1
    [m]
    C
    CGG
    1975.8
    [m]
    C
    CGG
    1977.4
    [m]
    C
    CGG
    1983.5
    [m]
    C
    CGG
    1991.0
    [m]
    DC
    CGG
    1997.0
    [m]
    DC
    CGG
    2003.0
    [m]
    DC
    CGG
    2005.6
    [m]
    SWC
    CGG
    2009.0
    [m]
    DC
    CGG
    2015.0
    [m]
    DC
    CGG
    2021.0
    [m]
    DC
    CGG
    2027.0
    [m]
    DC
    CGG
    2032.0
    [m]
    SWC
    CGG
    2033.0
    [m]
    DC
    CGG
    2039.0
    [m]
    DC
    CGG
    2042.3
    [m]
    SWC
    CGG
    2045.0
    [m]
    DC
    CGG
    2051.0
    [m]
    DC
    CGG
    2057.0
    [m]
    DC
    CGG
    2063.0
    [m]
    DC
    CGG
    2069.0
    [m]
    DC
    CGG
    2075.0
    [m]
    DC
    CGG
    2081.0
    [m]
    DC
    CGG
    2087.0
    [m]
    DC
    CGG
    2093.0
    [m]
    DC
    CGG
    2096.5
    [m]
    SWC
    CGG
    2099.0
    [m]
    DC
    CGG
    2105.0
    [m]
    DC
    CGG
    2111.0
    [m]
    DC
    CGG
    2117.0
    [m]
    DC
    CGG
    2123.0
    [m]
    DC
    CGG
    2129.0
    [m]
    DC
    CGG
    2135.0
    [m]
    DC
    CGG
    2141.0
    [m]
    DC
    CGG
    2147.0
    [m]
    DC
    CGG
    2153.0
    [m]
    DC
    CGG
    2159.0
    [m]
    DC
    CGG
    2165.0
    [m]
    DC
    CGG
    2171.0
    [m]
    DC
    CGG
    2177.0
    [m]
    DC
    CGG
    2183.0
    [m]
    DC
    CGG
    2189.0
    [m]
    DC
    CGG
    2195.0
    [m]
    DC
    CGG
    2201.0
    [m]
    DC
    CGG
    2207.0
    [m]
    DC
    CGG
    2213.0
    [m]
    DC
    CGG
    2219.0
    [m]
    DC
    CGG
    2223.3
    [m]
    SWC
    CGG
    2225.0
    [m]
    DC
    CGG
    2231.0
    [m]
    DC
    CGG
    2237.0
    [m]
    DC
    CGG
    2243.0
    [m]
    DC
    CGG
    2249.0
    [m]
    DC
    CGG
    2255.0
    [m]
    DC
    CGG
    2260.0
    [m]
    DC
    CGG