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

7120/1-3

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.
    7120/1-3
    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
    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.
    7120/1-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN11M07 inline4730 & crossline 3311
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1457-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    84
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.07.2013
    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.
    07.10.2013
    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.
    07.10.2015
    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.
    07.10.2015
    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.
    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.
    PERMIAN
    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.
    RØYE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    342.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2542.0
    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).
    2539.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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.
    RØYE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 54' 10.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 16' 10.85'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7978470.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    474678.91
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7210

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/1-3 was drilled on the Gotha prospect on the southern end of the Loppa High in the Barents Sea, ca 1.8 km south-west from well 7120/1-1. An 8 ½" pilot hole was drilled from seabed at 366 m to 665 m to check for shallow gas, which was not observed. The primary objective was to test the reservoir properties and hydrocarbon potential in sandstones of the Snadd Formation and in karstified carbonate at the top of the Permian Røye Formation. The secondary objective was to test a 10 m sandstone sequence at the top of the Kobbe Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 7120/1-3 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Arctic on 16 July 2013 and drilled to TD at 2542 m in the Permian Røye Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 665 m and with KCl/Polymer/GEM water based mud from 665 m to TD.
    The well encountered sandstones in the Gotha Snadd target, but the reservoir proved water filled and the reservoir properties were found to be on the low side. The expected Kobbe Formation sandstone was poorly developed with only a tight siltstone present. Permian karstified carbonates were penetrated at 2281 m. These carbonates contained a gas column of 34 meters (GOC at 2310.3 m) and an oil column of 75 meters (OWC at 2389 m).
    First oil show was observed in a sandstone at 700 m in the Fruholmen Formation. A second interval in the Fruholmen Formation, from 770 to 780 m also had weak oil shows. Weak oil shows were described from 1758 to 1835 m in the Snadd Formation. The Røye Formation had oil shows throughout the petroleum-bearing reservoir. Oil shows (fluorescence, but no stain or odour) continued below the OWC down to TD in the well.
    A total of 50.15 m core (86% recovery) was recovered in six successive cores in the interval 2288.5 to 2346.8 m in the karstified carbonates. The core to log depth shifts for cores 1 to 6 were -3.25 m, -3.57 m, -3.67 m, -4.53 m, -4.91 m, and -4.91 m, respectively. RCI fluid samples were taken at 2305.5 m (gas), 2315.7 m (oil), 2361.6 m (oil), and 2477.5 m (water).
    The well was permanently abandoned on 7 October 2013.
    Testing
    A drill stem test was conducted over the interval 2336.8 to 2377.3 m in the Røye Formation carbonates. The DST produced after acid treatment of the formation approximately 683 Sm3 oil and 220000 Sm3 gas /day through a 44/64" The GOR was 322 Sm3/Sm3. The DST temperature at 2349 m was 91.2 °C. This was the first successful DST in Permian carbonates on the Norwegian Continental Shelf. The main flow of the reservoir was stable over 24 hours and confirmed good production properties of the reservoir.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    670.00
    2542.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2288.5
    2292.2
    [m ]
    2
    2293.5
    2293.9
    [m ]
    3
    2293.9
    2307.7
    [m ]
    4
    2310.0
    2336.1
    [m ]
    5
    2336.5
    2341.7
    [m ]
    6
    2344.0
    2345.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    50.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    670.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1480.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1580.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1600.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1661.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1679.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1718.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1736.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1754.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1772.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1808.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1826.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1844.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1862.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1898.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1916.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1934.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1952.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1988.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2006.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2024.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2042.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2078.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2096.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2114.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2132.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2150.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2168.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2186.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2216.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2222.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2258.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2273.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2276.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2285.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2289.0
    [m]
    C
    APT
    2290.1
    [m]
    C
    APT
    2299.7
    [m]
    C
    APT
    2302.7
    [m]
    C
    APT
    2334.5
    [m]
    C
    APT
    2340.3
    [m]
    C
    APT

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    2315.70
    0.00
    OIL
    04.09.2013 - 00:00
    YES
    DST
    2361.60
    0.00
    OIL
    04.09.2013 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2336
    2377
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    41
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    683
    220000
    322

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CN ZDL RTEX MLL GR
    2133
    2525
    MAXCOR GR
    1620
    2164
    MREX FLEX GR
    2175
    2525
    MWD - PWD GR RES NEU DEN SON DIR
    345
    2538
    PCOR GR
    2195
    2495
    RCX GR
    2204
    2478
    RCX GR
    2300
    2482
    RCX GR 6CAL
    1719
    1826
    STAR UXPL XMAC GR
    2172
    2524
    VSP GR
    1065
    2510

  • 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
    430.0
    36
    435.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    660.0
    26
    665.0
    1.35
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1613.0
    12 1/4
    1622.0
    1.32
    LOT
    LINER
    7
    2175.0
    8 1/2
    2177.0
    1.34
    LOT
    LINER
    5
    2449.0
    6
    2542.0
    1.51
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    378
    1.03
    1.0
    Water Based
    398
    1.03
    1.0
    Water Based
    487
    1.03
    1.0
    Water Based
    665
    1.11
    10.0
    Water Based
    1276
    1.16
    12.0
    Water Based
    1622
    0.00
    16.0
    Water Based
    2010
    0.00
    18.0
    Water Based
    2177
    1.21
    22.0
    Water Based
    2221
    1.27
    26.0
    Water Based
    2449
    1.14
    13.0
    Water Based
    2449
    1.11
    13.0
    Water Based
    2542
    0.00
    13.0
    Water Based