Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
18.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7125/4-2

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.
    7125/4-2
    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
    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.
    7125/4-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D Survey-MC3D MFZ02.inline 1310 & xline 3250
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1200-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.
    07.11.2008
    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.
    01.12.2008
    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.
    01.12.2010
    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.
    01.12.2010
    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 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.
    FRUHOLMEN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    294.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1750.0
    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).
    1750.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    64
    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.
    EARLY 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.
    KLAPPMYSS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 32' 46.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    25° 0' 16.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7939688.97
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    429506.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5944

  • Brønnhistorie
    General
    The 7125/4-2 Nucula Appraisal well was drilled in the Måsøy Fault Complex in the Barents Sea. The objective was to prove oil or gas in the Nucula B segment, with the Kapp Toscana Group sands as primary target and the lower Kobbe Formation as secondary target.
    Operations and results
    Appraisal well 7125/4-2 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 7 November 2008 and drilled to TD at 1750 m in the Early Triassic Klappmyss Formation. No shallow gas was observed. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 503 m and with Glydril mud from 503 m to TD.
    The Kapp Toscana Group was encountered at 930 m, under 40 m of Late Jurassic Hekkingen Formation shale. Hydrocarbons were observed in the Kapp Toscana Group down to an OWC at 946 m. MDT pressure points indicated a pressure drop of up to 0.4 bar in the oil zone across the delineating fault between segments C and B. The top reservoir exhibited a similar low net to gross as seen in the first well. Deeper in the Kapp Toscana Group and top Snadd Fm, however, thicker water bearing channel sandstones were observed. Weak oil shows were recorded from 1281 to 1290 m in the base of the Snadd Formation, and from 1536 to 1560 m in the Kobbe Formation.
    No cores were cut in the well. The MDT toll was run for pressure measurements, water and oil samples. Oil samples, both 2 3/4 gallon and 18 Gallon samples, was recovered from 940 m, while water samples were recovered from 946.5, 976.4, and 1027.9 m. Due to the good reservoir properties the fluid samples were collected with low drawdown. The oil samples were collected below the bubble point and the water samples had very low contamination of mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 1 December 2008 as an oil appraisal 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]
    507.00
    1750.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    555.0
    [m]
    DC
    STATHYD
    579.0
    [m]
    DC
    STATHYD
    591.0
    [m]
    DC
    STATHY
    603.0
    [m]
    DC
    STATHY
    615.0
    [m]
    DC
    STATHY
    630.0
    [m]
    DC
    STATHY
    642.0
    [m]
    DC
    STATHY
    657.0
    [m]
    DC
    STATHY
    669.0
    [m]
    DC
    STATHY
    687.0
    [m]
    DC
    STATHY
    693.0
    [m]
    DC
    STATHY
    705.0
    [m]
    DC
    STATHY
    717.0
    [m]
    DC
    STATHY
    729.0
    [m]
    DC
    STATHY
    741.0
    [m]
    DC
    STATHY
    753.0
    [m]
    DC
    STATHY
    765.0
    [m]
    DC
    STATHY
    777.0
    [m]
    DC
    STATHY
    810.0
    [m]
    DC
    STATHY
    828.0
    [m]
    DC
    STATHY
    837.0
    [m]
    DC
    STATHY
    843.0
    [m]
    DC
    STATHY
    891.0
    [m]
    DC
    STATHY
    899.9
    [m]
    SWC
    STATHY
    909.0
    [m]
    DC
    STATHY
    918.0
    [m]
    DC
    STATHY
    926.0
    [m]
    SWC
    STATHY
    930.0
    [m]
    SWC
    STATHY
    939.0
    [m]
    DC
    STATHY
    948.0
    [m]
    DC
    STATHY
    957.0
    [m]
    DC
    STATHY
    981.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1062.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1071.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1098.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1107.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1113.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1120.0
    [m]
    SWC
    STATHY
    1128.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1137.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1146.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1155.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1164.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1173.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1182.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1191.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1200.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1209.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1218.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1227.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1236.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1245.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1254.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1263.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1272.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1281.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1290.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1299.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1308.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1317.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1326.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1335.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1344.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1353.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1362.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1371.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1380.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1389.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1398.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1406.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1407.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1425.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1434.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1443.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1452.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1461.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1470.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1479.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1497.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1506.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1515.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1524.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1533.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1542.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1551.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1560.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1569.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1578.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1587.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1596.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1605.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1614.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1623.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1632.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1641.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1650.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1659.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1668.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1680.0
    [m]
    SWC
    STATHY
    1686.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1698.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1707.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1716.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1728.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1734.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1740.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1750.0
    [m]
    DC
    STATHY

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI HNGS HRLA
    810
    1110
    MDT
    810
    976
    MDT
    810
    1110
    MDT
    810
    1050
    MDT
    810
    810
    MDT
    1027
    1699
    MSCT
    826
    1700
    MWD - ARCVRES6 TELE GVR6
    811
    1750
    MWD - ARCVRES8 PP ISONIC8
    506
    811
    MWD - ARCVRES9 TELE VSONIC9
    365
    506
    MWD - POWEROULSE
    317
    365
    PEX ECS MSIP CMR
    810
    1110
    PEX ECS MSIP CMR
    1000
    1750
    PEX MSIP HNGS
    503
    811
    VSP
    364
    1750

  • 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
    365.0
    36
    365.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    503.0
    17 1/2
    503.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    810.0
    12 1/4
    810.0
    2.18
    LOT
    OPEN HOLE
    1750.0
    8 1/2
    1750.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    534
    1.29
    17.0
    Glydril
    758
    1.30
    17.0
    Glydril
    811
    1.31
    17.0
    Glydril
    1081
    1.29
    18.0
    Glydril
    1110
    1.30
    18.0
    Glydril
    1137
    1.31
    19.0
    Glydril
    1750
    1.30
    16.0
    Glydril

  • 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
    0.23