Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7219/9-3

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.
    7219/9-3
    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.
    7219/9-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MAG15201STR18. In-line 11423. X-line: 7554
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1802-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    18
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.07.2020
    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.
    29.07.2020
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    29.07.2020
    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.
    29.07.2022
    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.
    08.08.2022
    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.
    DRY
    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).
    32.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    326.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1338.0
    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).
    1338.0
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 17' 22.98'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    19° 59' 56.48'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8028519.68
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    669568.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8960

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7219/9-3 was drilled to test the Mist prospect on the border between the Bjørnøyrenna Fault Complex and the Polhem Sub-platform in the Barents Sea. The primary objective was to prove hydrocarbon contacts and commercial oil volumes in the Early Jurassic Tubåen Formation. Secondary objective was to  collect data to improve understanding of potential reservoir rocks in the Late Triassic Fruholmen Formation.
    Operations and results
    A 9 7/8" pilot hole (7219/9-U-1) was spudded 20-25 m away from the main bore location on the 9 July 2020 and drilled down to the planned TD of the 17 ½’’ section at 757 m to check for shallow gas and reduce the depth uncertainty towards a seismic anomaly. No shallow gas was observed during drilling and the geological uncertainty was reduced by using seismic while drilling.
    Wildcat well 7219/9-3 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Enabler on 12 July 2020 and drilled to TD at 1338 m in the Late Triassic Fruholmen Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 757 m and with BaraHIB water-based mud from 757 m to TD.
    In the primary exploration target, the well encountered the Tubåen Formation with a thickness of 131 metres, of which 50 metres was sandstone layers with very good reservoir properties. Two hundred and sixty-nine metres of the Fruholmen Formation were drilled in the secondary exploration target, whereof several sandstone layers totalling 75 metres with reservoir properties varying from good to very good. The Tubåen and Fruholmen formations were water bearing with low gas readings and no hydrocarbon indications. The only hydrocarbon indications in the well were shows on cuttings and sidewall cores in the Paleocene Torsk Formation: Faint petroleum odour, direct and cut fluorescence were described in siltstones in the interval 811 to 825 m, and in a sandstone sidewall core at 920.5 m.
    No conventional cores were cut. MDT water samples were taken at 1052 m.
    The well was permanently abandoned on 29 July 2020 as a dry well.
    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]
    760.00
    1338.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    763.0
    [m]
    DC
    CGG
    772.0
    [m]
    DC
    CGG
    781.0
    [m]
    DC
    CGG
    790.0
    [m]
    DC
    CGG
    799.0
    [m]
    DC
    CGG
    808.0
    [m]
    DC
    CGG
    817.0
    [m]
    DC
    CGG
    826.0
    [m]
    DC
    CGG
    835.0
    [m]
    DC
    CGG
    844.0
    [m]
    DC
    CGG
    853.0
    [m]
    DC
    CGG
    862.0
    [m]
    DC
    CGG
    871.0
    [m]
    DC
    CGG
    880.0
    [m]
    DC
    CGG
    889.0
    [m]
    DC
    CGG
    907.0
    [m]
    DC
    CGG
    907.0
    [m]
    SWC
    CGG
    916.0
    [m]
    DC
    CGG
    922.0
    [m]
    DC
    CGG
    928.0
    [m]
    DC
    CGG
    934.0
    [m]
    DC
    CGG
    940.0
    [m]
    DC
    CGG
    940.0
    [m]
    SWC
    CGG
    946.0
    [m]
    DC
    CGG
    952.0
    [m]
    DC
    CGG
    958.0
    [m]
    DC
    CGG
    964.0
    [m]
    DC
    CGG
    970.0
    [m]
    DC
    CGG
    976.0
    [m]
    DC
    CGG
    982.0
    [m]
    DC
    CGG
    988.0
    [m]
    DC
    CGG
    994.0
    [m]
    DC
    CGG
    1000.0
    [m]
    DC
    CGG
    1006.0
    [m]
    DC
    CGG
    1012.0
    [m]
    DC
    CGG
    1018.0
    [m]
    DC
    CGG
    1024.0
    [m]
    DC
    CGG
    1030.0
    [m]
    DC
    CGG
    1036.0
    [m]
    DC
    CGG
    1042.0
    [m]
    DC
    CGG
    1048.0
    [m]
    DC
    CGG
    1049.0
    [m]
    SWC
    CGG
    1054.0
    [m]
    DC
    CGG
    1060.0
    [m]
    DC
    CGG
    1066.0
    [m]
    DC
    CGG
    1070.0
    [m]
    SWC
    CGG
    1072.0
    [m]
    DC
    CGG
    1078.0
    [m]
    DC
    CGG
    1084.0
    [m]
    DC
    CGG
    1085.0
    [m]
    SWC
    CGG
    1090.0
    [m]
    DC
    CGG
    1096.0
    [m]
    DC
    CGG
    1102.0
    [m]
    DC
    CGG
    1108.0
    [m]
    DC
    CGG
    1114.0
    [m]
    DC
    CGG
    1120.0
    [m]
    DC
    CGG
    1126.0
    [m]
    DC
    CGG
    1132.0
    [m]
    DC
    CGG
    1138.0
    [m]
    DC
    CGG
    1144.0
    [m]
    DC
    CGG
    1150.0
    [m]
    DC
    CGG
    1156.0
    [m]
    DC
    CGG
    1162.0
    [m]
    DC
    CGG
    1168.0
    [m]
    DC
    CGG
    1173.2
    [m]
    SWC
    CGG
    1174.0
    [m]
    DC
    CGG
    1180.0
    [m]
    DC
    CGG
    1186.0
    [m]
    DC
    CGG
    1192.0
    [m]
    DC
    CGG
    1198.0
    [m]
    DC
    CGG
    1204.0
    [m]
    DC
    CGG
    1210.0
    [m]
    DC
    CGG
    1216.0
    [m]
    DC
    CGG
    1222.0
    [m]
    DC
    CGG
    1228.0
    [m]
    DC
    CGG
    1234.0
    [m]
    DC
    CGG
    1240.0
    [m]
    DC
    CGG
    1245.0
    [m]
    SWC
    CGG
    1246.0
    [m]
    DC
    CGG
    1252.0
    [m]
    DC
    CGG
    1258.0
    [m]
    DC
    CGG
    1264.0
    [m]
    DC
    CGG
    1270.0
    [m]
    DC
    CGG
    1276.0
    [m]
    DC
    CGG
    1282.0
    [m]
    DC
    CGG
    1282.5
    [m]
    DC
    CGG
    1288.0
    [m]
    DC
    CGG
    1294.0
    [m]
    DC
    CGG
    1300.0
    [m]
    DC
    CGG
    1306.0
    [m]
    DC
    CGG
    1312.0
    [m]
    DC
    CGG
    1318.0
    [m]
    DC
    CGG
    1324.0
    [m]
    DC
    CGG
    1330.0
    [m]
    DC
    CGG
    1338.6
    [m]
    SWC
    CGG

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    358
    358
    466
    466
    938
    938
    1069

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR MDT
    889
    1338
    HRLA PEX
    751
    892
    MWD - DIR
    358
    409
    MWD - GR RES APWD DIR
    895
    1338
    MWD - GR RES DIR APWD
    409
    757
    MWD - GR RES SON SWD DIR APWD
    757
    895
    VSP GR
    560
    1331
    XLR GR
    762
    886
    XLR GR
    907
    1298
    XPT MSIP HRLA PEX
    889
    1338

  • 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
    407.7
    36
    409.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    750.7
    17 1/2
    757.0
    1.27
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    889.5
    12 1/4
    895.0
    1.32
    FIT
    OPEN HOLE
    1338.0
    8 1/2
    1338.0
    0.00