Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.11.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7122/7-3

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.
    7122/7-3
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    7122/7-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NA01M1 3D inline:1399 & crossline 3119
    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.
    Eni Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1105-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.10.2005
    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.
    08.01.2006
    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.
    08.01.2008
    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.
    09.01.2008
    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.
    APPRAISAL
    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.
    OIL/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.
    TUBÅEN FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    TRIASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    SNADD FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE TRIASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    KOBBE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    343.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2726.0
    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).
    2725.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    73
    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.
    PERMIAN
    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.
    TEMPELFJORDEN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 15' 17.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    22° 16' 4.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7906512.67
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    545476.82
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5214

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7122/7-3 was drilled on the Goliat Field, which is located approximately 55 km to the south-east of the Snøhvit Field. The Goliat structure is located on the crestal part of a major northeast-southwest trending roll-over anticline situated in the southeastern part of the Hammerfest Basin, along the Troms-Finmark Fault. The primary purpose of the well was to appraise the hydrocarbon potential of the Early Jurassic / Late Triassic (the 7122/7-1 Goliat Discovery). The secondary purpose was to test the potential throughout the Triassic and Late Permian. Permian was the drilling commitment for the licence.
    Operations and results
    Well 7122/7-3 was spudded with the semi-submersible installation Eirik Raude on 24 October 2005 and drilled to TD at 2726 m in limestone/claystone of the Late Permian Røye Formation. No serious problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater/high viscous sweeps with pre-hydrated bentonite mud down to 538 m and with K/Na Format Polymer mud from 538 m to TD.
    The top of the Tubåen reservoir was found at 1087 m, 5 m deeper than prognosis. The reservoir had a gas cap with a GOC at 1145.6 m and oil below. No OWC was found. Top Snadd Formation reservoir was encountered at 1180 m, 23 m shallower than prognosis. The reservoir was oil bearing with a true OWC at 1199.5 m and was in a pressure regime different from the Tubåen reservoir pressure. The third reservoir was found in the Kobbe Formation at 1808 m, 29 m shallower than the prognosis. The reservoir was oil bearing. Oil was confirmed down to 1875.3 m by MDT fluid scanning, and the oil water contact was interpreted to be at 1878 m based on intersection between oil and water gradients.
    The Kobbe Formation oil differs from the upper Tubåen and Snadd oils, which are geochemically very similar. The Kobbe oil is not biodegraded while the upper oil reservoirs are slightly biodegraded (removal of C8 ? C15 n-alkanes, but intact C15+ n-alkanes). Other geochemical differences, such as a very light stable carbon isotope composition in the Kobbe oil compared to the upper oils, indicate that the Kobbe oil and the upper oils have different source rocks.
    Seven cores were cored in the well. Cores 1 and 2 were cut from 1082 to 1104 from the Late Jurassic Fuglen Formation and into the Late Triassic Kap Toscana Group, core 3 was cut from 1146.5 to 1156 m in the Kap Toscana Group, core 4 was cut from 1187 to 1192 m in the Late Triassic Snadd Formation, cores 5 and 6 were cut from 1812 to 1836 m in the Middle Triassic Kobbe Formation, and core 7 was cut from 2519 to 2521 m in the Early Triassic Havert Formation. MDT fluid samples were taken at 1095.3 m (Tubåen Formation ; gas), 1148.5 m (Tubåen Formation; oil), 1195.6 m (Snadd Formation; oil), 1202.1 m (Snadd Formation; water), 1812 m (Kobbe Formation; oil), 1874.5 m (Kobbe Formation; oil), and at 1931.2 m (Kobbe Formation; water).
    The well was permanently abandoned on 8 January 2006 as a discovery 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]
    540.00
    2725.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1082.0
    1085.3
    [m ]
    2
    1086.0
    1105.0
    [m ]
    3
    1146.0
    1156.8
    [m ]
    4
    1187.0
    1189.5
    [m ]
    5
    1812.0
    1823.2
    [m ]
    6
    1824.0
    1834.3
    [m ]
    7
    2519.0
    2520.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    58.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1082.3
    [m]
    C
    ICHRON
    1083.3
    [m]
    C
    ICHRON
    1086.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1087.0
    [m]
    C
    ICHRON
    1149.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1151.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1154.7
    [m]
    C
    ICHRON
    1156.6
    [m]
    C
    ICHRON
    1187.1
    [m]
    C
    ICHRON
    1189.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1814.7
    [m]
    C
    ICHRON
    1816.2
    [m]
    C
    ICHRON
    1822.6
    [m]
    C
    ICHRON
    1824.4
    [m]
    C
    ICHRON
    1831.6
    [m]
    C
    ICHRON
    1832.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1833.3
    [m]
    C
    ICHRON

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    0.00
    1195.60
    30.11.2005 - 00:00
    YES
    MDT
    1812.00
    0.00
    17.12.2005 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.75
    pdf
    5.05

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    - LEHQT ECRD
    1693
    2409
    - LEHQT ECRO
    995
    1714
    CMR HLRA TLO HGNS ECS HWGS ACTS
    995
    1714
    CMR HRLA TLD HGNS ECS HNGS ACTS
    1693
    2409
    CMR PPC GR ACTS
    995
    1712
    DSI HRLA TLD HGNS ACTS ECRD
    2350
    2727
    FMI PPC GR ACTS
    995
    1714
    LWD - GR RES DIR
    524
    989
    LWD - GR RES DIR ECD
    1000
    2415
    MDT GR ACTS ACRD
    1808
    2206
    MDT GR ACTS ECRD
    1000
    1700
    MDT GR ACTS ECRD
    2350
    2727
    MDT GR ACTS ECRD DUAL PACKER
    1148
    1195
    MSCT GR
    1105
    1653
    MSCT GR
    1719
    2381
    MSIP DENS GR CAL
    477
    1001
    MSIP FMI PPPC GR ACTS
    1693
    2410
    VSP GR
    850
    2721

  • 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
    416.0
    36
    421.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    529.0
    26
    530.0
    1.35
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    995.0
    16
    1000.0
    2.62
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1694.0
    12 1/4
    1712.0
    1.19
    LOT
    LINER
    7
    2405.0
    8 1/2
    2420.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2726.0
    6
    2726.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    372
    1.03
    SPUD MUD
    400
    1.25
    19.0
    FORMATE POLYMER
    538
    1.20
    12.0
    FORMPRO
    900
    1.20
    12.0
    FORMATE POLYMER
    1056
    1.30
    12.0
    FORMATE POLYMER
    1230
    1.30
    15.0
    FORMATE POLYMER
    1712
    1.34
    15.0
    FORMATE POLYMER
    1816
    1.36
    14.0
    FORMATE POLYMER
    2420
    1.54
    21.0
    FORMATE POLYMER
    2540
    1.55
    17.0
    FORMATE POLYMER
    2726
    1.54
    19.0
    FORMATE POLYMER

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1087.80
    [m ]
    1813.25
    [m ]
    1818.25
    [m ]
    1828.75
    [m ]
    1819.02
    [m ]
    1826.45
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29