Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7324/9-1

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.
    7324/9-1
    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.
    7324/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey :HFCES011:Inline 5247 & xline 11534
    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.
    1531-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    11
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.07.2014
    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.
    07.08.2014
    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.
    07.08.2016
    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.
    07.08.2016
    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.
    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).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    414.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1100.0
    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).
    1100.0
    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.
    73° 19' 29.28'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    24° 50' 24.24'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8138186.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    430830.80
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7527

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7324/9-1 was drilled to test the Mercury prospect on the Mercurius High west of the Hoop Fault Complex in the Barents Sea. The primary objective was to prove the presence of hydrocarbons in the Kapp Toscana Group. The secondary objective was to test the presence of hydrocarbons in the Snadd Formation. The well was also a test of one of the main Controlled Source ElectroMagnetic (CSEM) anomalies and its relation to the presence of hydrocarbons
    Operations and results
    Wildcat well 7324/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Spitsbergen on 22 July 2014 and drilled to TD at 1100 m in the Late Triassic Snadd Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and bentonite sweeps down to 508 m and with KCL polymer / GEM WBM from 508 m to TD.
    Top of the primary target Kapp Toscana Group was encountered at 696 m. A 10 m column of very dry gas was proven in the Stø Formation. The hydrocarbon/water contact is placed at 706 m based on MDT pressure gradients and resistivity logs. The gas column is substantiated by the CSEM shut-off and the brightest seismic amplitude shut-off levels. No hydrocarbons were proven in the Snadd Formation.
    One core was cut from top Stø reservoir at 696.5 m to 723.5 m in the Fruholmen Formation. MDT fluid samples were taken at 699.9 m (gas), 706.7 (filtrate and water), and 709.9 m (water).
    The well was permanently abandoned on 7 August 2014 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]
    675.00
    1100.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    696.5
    723.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    26.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    675.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    678.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    681.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    684.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    687.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    690.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    692.2
    [m]
    SWC
    ROBERT
    693.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    693.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    696.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    704.6
    [m]
    C
    ROBERT
    706.2
    [m]
    C
    ROBERT
    708.7
    [m]
    C
    ROBERT
    710.5
    [m]
    C
    ROBERT
    712.4
    [m]
    C
    ROBERT
    714.4
    [m]
    C
    ROBERT
    716.5
    [m]
    C
    ROBERT
    718.8
    [m]
    C
    ROBERT
    720.2
    [m]
    C
    ROBERT
    722.5
    [m]
    C
    ROBERT
    726.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    729.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    732.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    735.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    738.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    741.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    744.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    747.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    750.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    756.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    762.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    762.6
    [m]
    SWC
    ROBERT
    768.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    774.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    786.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    792.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    798.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    804.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    810.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    816.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    822.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    828.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    834.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    852.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    858.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    864.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    876.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    888.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    903.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    909.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    915.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    921.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    927.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    931.6
    [m]
    SWC
    ROBERT
    933.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    939.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    945.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    951.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    957.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    963.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    966.8
    [m]
    SWC
    ROBERT
    969.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    975.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    981.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    987.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    993.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    999.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1005.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1011.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1017.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1023.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1029.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1035.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1041.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1047.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1053.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1059.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1065.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1068.8
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1071.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1077.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1083.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1089.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1095.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI MSIP GR
    626
    1097
    MDT CMR GR VSPZO
    444
    1090
    MSCT
    670
    1076
    MWD - SWD TELE825 ARC8 RAB8
    505
    668
    PEX HRLA ZAIT ECS
    661
    1081

  • 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
    504.7
    36
    508.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    661.4
    12 1/4
    673.0
    0.00
    OPEN HOLE
    1100.0
    8 1/2
    1100.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    669
    1.14
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    724
    1.14
    32.0
    KCl/Polymer/GEM
    829
    1.14
    30.0
    KCl/Polymer/GEM
    1020
    1.15
    34.0
    KCl/Polymer/GEM
    1100
    1.16
    34.0
    KCl/Polymer/GEM