Brønnbane: 7/12-6 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	7/12-6
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).	APPRAISAL
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
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
Hovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.	NORTH SEA
Felt Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.	ULA
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	7/12-2 Ula
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	7/12-6
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	CN7 - 111 SP: 584.
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	019
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	BP Norway Limited U.A.
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	282-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	SEDCO 707
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	106
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	10.04.1981
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.	24.07.1981
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.	24.07.1983
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.	01.01.2012
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
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
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 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.	ULA 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.	SKAGERRAK 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.	69.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3700.0
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).	3699.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	2.5
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	153
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.	SKAGERRAK FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	57° 7' 16.85'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 50' 4.14'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6331048.10
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	489977.47
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	281

Well 7/12-6 was drilled as an appraisal well on the Ula Field in the southern North Sea. The objective was to determine sand distribution in northern part of the Ula field, and production and injection properties of reservoir and aquifer.

Operations and results

Appraisal well 7/12-6 was spudded with the semi-submersible installation Sedco 707 on 10 April 1981 and drilled to TD at 3700 m in the Triassic Skagerrak Formation. Some hole problems and excessive cavings due to underbalanced drilling occurred in the 12 1/4" section between 2633 and 3353 m, otherwise the well was drilled without significant technical problems or delay. The well was drilled with gel/seawater and fluid loss additives down to 480 m and with gypsum/lignosulphonate and fluid loss additives from 480 m to TD.

The Ula Formation sandstones were penetrated at 3406 m. The sandstones were 115 m thick, very fine to fine grained with porosities from 10 to 25% and permabilities from 1 to 2000 mD. The reservoir was oil bearing throughout, no OWC was established. An unexpected Triassic reservoir of good quality was found below the Ula Formation. The well drilled 179 m into it without reaching the OWC. The reservoir consisted of various types of micaceous sandstones with porosities from 4 to 23% and permabilities from 0.03 to 2600 mD. The first hydrocarbon indication was recorded as a weak oil show at 2440 in siltstone. Further shows were recorded in the Late Cretaceous between 3010 m and 3060 m, however the logs did not indicate any significant mobile hydrocarbon. Hydrocarbon shows were recorded throughout the Upper Jurassic Ula Formation between 3407 m and 3521 m. Patchy shows were recorded in the Triassic interval between 3521 m and TD.

A total of 240 m core was cut in 9 cores over the interval 3407.7 to 3647.17 m in the Ula and Skagerrak formations. RFT fluid samples were taken at 3437 m (oil), 3533.5 m (mud filtrate), and at 3530.5 m (mud filtrate).

The well was permanently abandoned on 24 July 1981 as an oil appraisal well.

Testing

Both reservoirs were tested.

DST 1C in the Triassic Skagerrak Formation reservoir (3543 - 3612 m) flowed 160 Sm3 oil and 5720 Sm3 gas through a 12/64" choke. The GOR was 36 Sm3/Sm3. The oil density was 0.810 g/cm3 and the separator gas gravity was 0.806 (air = 1). The bottom hole temperature measured at 3531 m, was 149.4 deg C.

DST 2 in the Ula Formation sandstone reservoir (3434 - 3511 m) flowed 1269 Sm3 oil and 84526 Sm3 gas through a 32/64" choke. The GOR was 67 Sm3/Sm3. The oil density was 0.842 g/cm3 and the separator gas gravity was 0.840 (air = 1). The bottom hole temperature measured at 3425 m, was 143.3 deg C.

DST 2 was followed by an injection test. The maximum injection rate was 1407 Sm3/day at a wellhead injection pressure of 3100 to 3200 psi. As no OWC was seen the no injection test could be performed in the aquifer.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	NO

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
180.00	3632.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	3406.7	3434.3	[m ]
2	3434.3	3461.3	[m ]
3	3461.6	3488.6	[m ]
4	3488.6	3515.5	[m ]
5	3515.5	3542.8	[m ]
6	3542.8	3569.8	[m ]
7	3569.8	3596.8	[m ]
8	3596.8	3624.3	[m ]
9	3624.3	3647.2	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	240.1

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

3406-3409m	3409-3412m	3412-3414m	3414-3417m	3417-3420m

3420-3422m	3422-3425m	3425-3428m	3428-3431m	3431-3433m

3433-3434m	3434-3437m	3437-3439m	3439-3442m	3442-3445m

3445-3447m	3447-3450m	3450-3453m	3453-3455m	3455-3458m

3458-3461m	3461-3464m	3464-3467m	3467-3469m	3469-3472m

3472-3475m	3475-3477m	3477-3480m	3480-3483m	3483-3485m

3485-3488m	3488-3491m	3491-3494m	3494-3496m	3496-3499m

3499-3502m	3502-3504m	3504-3507m	3507-3510m	3510-3512m

3512-3515m	3515-3518m	3518-3520m	3520-3523m	3523-3526m

3526-3528m	3528-3531m	3531-3534m	3534-3537m	3537-3539m

3539-3542m	3542-3543m	3543-3545m	3545-3548m	3548-3550m

3550-3553m	3553-3556m	3556-3558m	3558-3561m	3561-3564m

3564-3567m	3567-3569m	3569-3572m	3572-3575m	3575-3577m

3577-3580m	3580-3583m	3583-3585m	3585-3588m	3588-3591m

3591-3594m	3594-3596m	3596-3599m	3599-3602m	3602-3604m

3604-3607m	3607-3610m	3610-3612m	3612-3615m	3615-3618m

3618-3621m	3621-3623m	3623-3624m	3624-3626m	3626-3629m

3629-3632m	3632-3635m	3635-3637m	3637-3640m	3640-3643m

3643-3645m	3645-3646m

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	TEST2	0.00	3511.00		16.07.1981 - 00:00	YES
DST		0.00	0.00		29.06.1983 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
94	NORDLAND GP
1672	HORDALAND GP
2539	ROGALAND GP
2539	BALDER FM
2564	SELE FM
2605	LISTA FM
2661	VIDAR FM
2702	LISTA FM
2710	VÅLE FM
2730	SHETLAND GP
2730	EKOFISK FM
2810	TOR FM
3002	HOD FM
3071	BLODØKS FM
3085	HIDRA FM
3092	CROMER KNOLL GP
3092	RØDBY FM
3292	TYNE GP
3292	MANDAL FM
3332	FARSUND FM
3406	ULA FM
3521	NO GROUP DEFINED
3521	SKAGERRAK FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
281_1	pdf	1.21
281_2	pdf	5.39
281_3	pdf	0.35

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
281_01_WDSS_General_Information	pdf	0.11
281_02_WDSS_completion_log	pdf	0.27

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
281_7_12_6_Completionh_report_I	pdf	18.37
281_7_12_6_Completion_log	pdf	2.34
281_7_12_6_Completion_report_II	pdf	29.48
281_7_12_6_Drill_stem_testing_field_report	pdf	27.74
281_7_12_6_Evaluation_of_core_data	pdf	0.30
281_7_12_6_Formation_Evaluation_Study_of_Ula_Field	pdf	37.34
281_7_12_6_Formation_testing_service_report_DST_NO_1C	pdf	5.33
281_7_12_6_Formation_testing_service_report_DST_NO_2	pdf	3.87
281_7_12_6_Geological_ Evaluation_of_the_Triassic_oil_Discovery	pdf	3.95
281_7_12_6_Geological_Evaluation_of_the_Triassic_oil_Discovery	pdf	3.98
281_7_12_6_Injection_testing_measurement_DST_NO_2	pdf	2.60
281_7_12_6_Petroleum_Engineering_Completion_Report	pdf	29.48
281_7_12_6_Pressure_survey_report_DST_NO_2	pdf	4.31
281_7_12_6_Reservoir_fluid_study_DST_NO_1	pdf	1.66
281_7_12_6_Reservoir_fluid_study_DST_NO_2	pdf	1.81
281_7_12_6_Sampling_and_gas_analysis	pdf	0.68
281_7_12_6_Sedimentology_and_Diagenesis_of_Triassic_Cored	pdf	45.04
281_7_12_6_Special_core_analysis_study_UKSCAL-311-811891	pdf	13.49
281_7_12_6_Special_core_analysis_study_UKSCAL-311-811893	pdf	3.88
281_7_12_6_Special_Fluid_Study_DST_NO_2	pdf	0.99
281_7_12_6_Specia_core_analysis_study_UKSAL-311-811892	pdf	11.31
281_7_12_6_Temperature_Survey_Report	pdf	2.96
281_7_12_6_Testing_procedures	pdf	2.67
281_7_12_6_The_sedimentology_and_reservoir_geology	pdf	207.05
281_7_12_6_Well_testing_Report_annexes	pdf	9.83
281_7_12_6_Well_testing_Report_DST_NO.1C	pdf	10.26
281_7_12_6_Well_testing_Report_DST_NO.2	pdf	11.87

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	3544	3612	4.7
2.0	3434	3511	12.7

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0				149
2.0				143

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	160	5720	0.816	0.806	36
2.0	1270	84526	0.842	0.840	66

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL	3125	3632
CCL	160	195
CCL	3100	3508
CCL	3300	3525
CCL	3300	3390
DLL MSFL	3337	3703
FDC CNL CAL GR	3337	3704
HDT SL	3337	3703
ISF BHCS GR MSFL CAL	465	1692
ISF BHCS GR MSFL CAL	1684	3351
ISF BHCS GR SP	93	477
ISF BHCS SP GR	3337	3702
RFT GR	3415	3670
RFT GR	3416	3570
VELOCITY	200	3650

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	167.0	36	172.0	0.00	LOT
SURF.COND.	18 5/8	465.0	17 1/2	480.0	1.88	LOT
INTERM.	13 3/8	1684.0	17 1/2	1696.0	1.83	LOT
INTERM.	9 5/8	3337.0	12 1/4	3350.0	1.97	LOT
LINER	7	3688.0	8 1/2	3700.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
390	1.14	85.0	waterbased
1680	1.30	58.0	waterbased
1990	1.42	48.0	waterbased
2630	1.50	59.0	waterbased
3390	1.50	51.0	waterbased

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]
281_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

7/12-6