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

7317/9-1

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.
    7317/9-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7317/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SWB12.inline 1731.crossline 19697
    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.
    1669-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    25
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.09.2017
    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.
    07.10.2017
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    07.10.2017
    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.
    07.10.2017
    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.
    02.01.2019
    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.
    02.05.2019
    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
    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.
    434.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1500.0
    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).
    1497.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    39
    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.
    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° 27' 50.46'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    17° 48' 10.53'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8154556.93
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    589020.10
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8240

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 7317/9-1 Koigen Central, and the two associated pilot wells 7317/6-U-1 and 7317/9-U-1, were drilled in the Koigen Central prospect, located on the Stappen High, in the south-western Barents Sea. The primary target was the upper Realgrunnen Subgroup (Stø and Nordmela formations). Secondary targets were the lower Realgrunnen Subgroup (Tubåen and Fruholmen formations), and the Triassic Snadd Formation.
    Operations and results
    The first pilot hole, 7317/6-U-1, located 4.5 km north of the main well location was designed to gain control of the stratigraphy. It was drilled vertically down to a TD of 1216 m in the Hekkingen Formation. The second pilot hole, 7317/9-U-1, was located ca. 40 m north-north east of the main well. It was drilled vertically down to a TD of 806 m in the Hekkingen Formation, the approximate setting depth of the 13 3/8” casing shoe in the main well. No shallow gas was encountered in the two pilots.
    Wildcat well 7317/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Songa Enabler on 13 September 2017 and drilled to TD at 1500 m in the Triassic Snadd Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 816 m and with KCl/GEM/Polymer water-based mud from 816 m to TD.
    The primary targets Stø and Nordmela formations were not present in the well. Instead top Fuglen was penetrated from 893 to 980 m and the secondary target Tubåen and Fruholmen formations were penetrated from 980 to 1218 m. The well was dry, with trace shows in sandstones in the Tubåen and Fruholmen formations. The shows were noticed as weak to dull direct fluorescence on cuttings in the intervals 1043 - 1070 m, 1115 - 1157 m and 1448 m - 1447 m. Weak dull direct fluorescence was also seen in four of the sidewall cores (1008.4 m, 1108.5 m, 1141 m and 1142.8 m). The conventional cores had no shows. No cut fluorescence was observed on any type of samples.
    One core was cut in the Tubåen Formation from 1033 to 1070 m with 99.4% recovery. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 7 October 2017 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]
    818.00
    1499.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1033.0
    1069.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    818.0
    [m]
    DC
    CGG
    824.0
    [m]
    DC
    CGG
    830.0
    [m]
    DC
    CGG
    839.0
    [m]
    DC
    CGG
    846.0
    [m]
    SWC
    CGG
    851.0
    [m]
    SWC
    CGG
    854.9
    [m]
    SWC
    CGG
    858.3
    [m]
    SWC
    CGG
    862.9
    [m]
    SWC
    CGG
    865.0
    [m]
    SWC
    CGG
    874.0
    [m]
    SWC
    CGG
    879.3
    [m]
    SWC
    CGG
    887.0
    [m]
    DC
    CGG
    893.0
    [m]
    DC
    CGG
    899.0
    [m]
    DC
    CGG
    905.0
    [m]
    DC
    CGG
    911.0
    [m]
    DC
    CGG
    918.1
    [m]
    SWC
    CGG
    923.0
    [m]
    DC
    CGG
    930.0
    [m]
    SWC
    CGG
    938.0
    [m]
    DC
    CGG
    943.8
    [m]
    SWC
    CGG
    949.8
    [m]
    SWC
    CGG
    956.0
    [m]
    DC
    CGG
    962.0
    [m]
    DC
    CGG
    968.0
    [m]
    DC
    CGG
    974.0
    [m]
    DC
    CGG
    980.0
    [m]
    DC
    CGG
    987.3
    [m]
    SWC
    CGG
    995.0
    [m]
    DC
    CGG
    999.2
    [m]
    SWC
    CGG
    1004.0
    [m]
    DC
    CGG
    1010.0
    [m]
    DC
    CGG
    1016.5
    [m]
    SWC
    CGG
    1022.0
    [m]
    DC
    CGG
    1028.0
    [m]
    DC
    CGG
    1033.3
    [m]
    C
    CGG
    1035.3
    [m]
    C
    CGG
    1038.6
    [m]
    C
    CGG
    1039.7
    [m]
    C
    CGG
    1042.6
    [m]
    C
    CGG
    1044.7
    [m]
    C
    CGG
    1049.3
    [m]
    C
    CGG
    1053.7
    [m]
    C
    CGG
    1056.3
    [m]
    C
    CGG
    1059.5
    [m]
    C
    CGG
    1064.4
    [m]
    C
    CGG
    1069.5
    [m]
    C
    CGG
    1073.0
    [m]
    DC
    CGG
    1082.0
    [m]
    DC
    CGG
    1091.0
    [m]
    DC
    CGG
    1100.0
    [m]
    DC
    CGG
    1109.0
    [m]
    DC
    CGG
    1118.0
    [m]
    DC
    CGG
    1125.6
    [m]
    SWC
    CGG
    1133.0
    [m]
    DC
    CGG
    1140.5
    [m]
    SWC
    CGG
    1151.0
    [m]
    DC
    CGG
    1158.5
    [m]
    SWC
    CGG
    1169.0
    [m]
    DC
    CGG
    1178.0
    [m]
    DC
    CGG
    1187.0
    [m]
    DC
    CGG
    1196.0
    [m]
    DC
    CGG
    1205.0
    [m]
    DC
    CGG
    1226.0
    [m]
    DC
    CGG
    1235.0
    [m]
    DC
    CGG
    1244.0
    [m]
    DC
    CGG
    1253.0
    [m]
    DC
    CGG
    1262.0
    [m]
    DC
    CGG
    1269.4
    [m]
    SWC
    CGG
    1286.0
    [m]
    DC
    CGG
    1295.0
    [m]
    DC
    CGG
    1304.0
    [m]
    DC
    CGG
    1313.0
    [m]
    DC
    CGG
    1322.0
    [m]
    DC
    CGG
    1331.0
    [m]
    DC
    CGG
    1340.0
    [m]
    DC
    CGG
    1358.0
    [m]
    DC
    CGG
    1367.0
    [m]
    DC
    CGG
    1379.0
    [m]
    DC
    CGG
    1388.0
    [m]
    DC
    CGG
    1409.0
    [m]
    DC
    CGG
    1421.0
    [m]
    DC
    CGG
    1442.0
    [m]
    DC
    CGG
    1478.0
    [m]
    DC
    CGG
    1491.3
    [m]
    SWC
    CGG
    1499.0
    [m]
    DC
    CGG

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    466
    502
    502
    715
    793
    893
    980
    980
    1079
    1219

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI MSIP
    1067
    1487
    IFA PO PS
    872
    1061
    MWD - ARC GS TELE
    1070
    1500
    MWD - ARC TELES
    466
    813
    MWD - GVR ARC GS TELE
    813
    1033
    PEX ECS
    807
    1068
    PEX HRLA ZAIT ECS XPT
    1067
    1495
    SS HRLA
    466
    1068
    VSP
    482
    1488
    XL ROCK
    819
    1031
    XL ROCK
    1077
    1491

  • 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 3/8
    807.0
    17 1/2
    813.0
    1.42
    FIT
    LINER
    9 7/8
    1067.0
    12 1/4
    1070.0
    1.93
    LOT
    OPEN HOLE
    1500.0
    8 1/2
    1500.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    590
    1.20
    11.0
    Spud Mud
    594
    1.60
    18.0
    KCl/Polymer
    594
    1.35
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    620
    1.03
    1.0
    Seawater
    633
    1.20
    19.0
    Spud Mud
    644
    1.60
    18.0
    KCl/Polymer
    644
    1.35
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    813
    1.24
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    911
    1.21
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    957
    1.20
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1071
    1.12
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1500
    1.12
    13.0
    KCl/Polymer/GEM