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

7/12-9

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.
    7/12-9
    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.
    SUSPENDED
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    Faktakart i nytt vindu
    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.
    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.
    7/12-9
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    630-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    59
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.03.1990
    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.
    14.05.1990
    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.
    14.05.1992
    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.
    03.10.2013
    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
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    70.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3820.0
    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).
    3820.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    147
    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° 4' 21.52'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 52' 56.51'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6325620.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492867.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1470

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/12-9 was the ninth appraisal well to be drilled on the Ula Field in the North Sea. The primary well objectives were to prove sufficient mobile oil in place in the SE-sector to support further development in this field area. In order to complete a full evaluation of the Ula Formation reservoir, the well was deepened with a 6" hole into the lower reservoir zones 3B, 4 and 5, including about 50 m of the Triassic. A secondary objective of this well was to be a possible future water injector should development of this area proceed.
    Operations and results
    Appraisal well 7/12-9 was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle on 17 March 1990 and drilled to TD at 3820 m in the Triassic Skagerrak Formation. After the 30" conductor was set at 166 m, a 17 1/2" pilot hole was drilled without riser to 950 m. Shallow gas was observed between 677 - 680 m. No significant problem was reported from the operations. The well was drilled with spud mud down to 1008 m, with Petrofree mud down to 3684 m, and with Aker oil based mud from 3684 m to TD.
    The Ula Formation came in at 3701 m, 20.5 m shallower than predicted. The thickness was 58.5 m, which was 20.5 m thinner than expected. The uppermost reservoir zones were absent in the well. Wire line logging, RFT pressure measurements fluid samples proved oil down to ca 3735 m, and that the lowermost Ula Formation and the Triassic section were water bearing. Virgin pressure conditions were confirmed below 3750 m (Ula reservoir zones 4 and 5).
    One core was cut from 3689 m in the lowermost Farsund Formation to 3721.5 m in the middle of the Ula Formation reservoir zone 2B. The cored interval was 32.5m with 100% recovery. The log-core depth shift is -3.75 m. Good oil shows were observed on the core. RFT fluid samples were taken at 3719.8 m (oil) 3729.0 m (oil), 3734.7 m (oil), 3735 m (oil and water), and 3756.5 m (water).
    The well was suspended for possible use in the Ula Field development at a later stage. In 2010 it was plugged and permanently abandoned. It is classified as an oil appraisal.
    Testing
    One Drill Stem Test was performed over the interval 3701 m to 3719 m. It produced 140 Sm3 oil and 11950 Sm3 gas/day through a 32/64" choke. The GOR was 87 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.85 g/cm3. An injectivity test over the same interval stabilised at 2146 m3/d.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1500.00
    3820.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3689.0
    3721.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    32.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3689-3694m
    Kjerne bilde med dybde: 3694-3699m
    Kjerne bilde med dybde: 3699-3704m
    Kjerne bilde med dybde: 3704-3709m
    Kjerne bilde med dybde: 3709-3714m
    3689-3694m
    3694-3699m
    3699-3704m
    3704-3709m
    3709-3714m
    Kjerne bilde med dybde: 3714-3719m
    Kjerne bilde med dybde: 3719-3721m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3714-3719m
    3719-3721m

  • 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
    166.0
    36
    170.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    949.0
    26
    950.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2342.0
    17 1/2
    2350.0
    2.13
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3680.0
    12 1/4
    3684.0
    1.89
    LOT
    LINER
    7
    3735.0
    8 1/2
    3742.0
    1.98
    LOT
    OPEN HOLE
    3820.0
    6
    3820.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3701
    3719
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    140
    11950
    0.850
    0.900
    87

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    0
    0
    CBL VDL GR CCL
    1092
    3731
    DIL LSS GR
    946
    3818
    LDL CNL GR
    3736
    3819
    LDL CNL NGT
    3680
    3742
    RFT GR
    3708
    3738
    RFT GR
    3719
    3719
    RFT GR
    3729
    3729
    RFT GR
    3734
    3734
    RFT GR
    3735
    3735
    RFT GR
    3746
    3784
    VELOCITY
    971
    3820

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.65
    pdf
    4.39

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23
    pdf
    0.20

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    122
    1.03
    WATER BASED
    21.03.1990
    130
    1.03
    WATER BASED
    15.05.1990
    168
    1.03
    WATER BASED
    21.03.1990
    234
    1.03
    WATER BASED
    21.03.1990
    404
    1.06
    WATER BASED
    27.03.1990
    591
    1.03
    WATER BASED
    21.03.1990
    820
    0.00
    WATER BASED
    28.03.1990
    942
    1.06
    WATER BASED
    27.03.1990
    942
    1.03
    WATER BASED
    27.03.1990
    950
    1.06
    WATER BASED
    27.03.1990
    950
    1.06
    WATER BASED
    27.03.1990
    956
    0.00
    WATER BASED
    28.03.1990
    956
    1.03
    WATER BASED
    03.04.1990
    956
    1.03
    WATER BASED
    03.04.1990
    1147
    1.45
    0.3
    WATER BASED
    03.04.1990
    1416
    1.50
    58.0
    22.0
    OIL BASED
    03.04.1990
    1812
    1.05
    52.0
    15.4
    WATER BASED
    05.04.1990
    2202
    1.55
    54.0
    18.7
    WATER BASED
    05.04.1990
    2350
    1.55
    18.7
    WATER BASED
    05.04.1990
    2350
    1.55
    56.0
    17.3
    OIL BASED
    09.04.1990
    2350
    1.55
    36.0
    18.7
    OIL BASED
    09.04.1990
    2493
    1.55
    45.0
    20.0
    OIL BASED
    09.04.1990
    2861
    1.55
    62.0
    16.8
    OIL BASED
    11.04.1990
    3008
    1.55
    65.0
    18.2
    OIL BASED
    11.04.1990
    3068
    1.55
    66.0
    17.3
    OIL BASED
    11.04.1990
    3077
    1.55
    68.0
    18.2
    OIL BASED
    17.04.1990
    3106
    1.53
    64.0
    17.8
    OIL BASED
    17.04.1990
    3150
    1.53
    65.0
    15.8
    OIL BASED
    17.04.1990
    3150
    1.53
    57.0
    13.9
    OIL BASED
    17.04.1990
    3288
    1.55
    63.0
    14.4
    OIL BASED
    17.04.1990
    3353
    1.03
    WATER BASED
    14.05.1990
    3441
    1.55
    62.0
    12.5
    OIL BASED
    17.04.1990
    3620
    1.41
    52.0
    6.2
    WATER BASED
    08.05.1990
    3684
    1.03
    WATER BASED
    25.04.1990
    3684
    0.93
    324.0
    3.4
    OIL BASED
    25.04.1990
    3689
    0.93
    26.0
    4.8
    WATER BASED
    25.04.1990
    3721
    0.90
    14.0
    2.9
    WATER BASED
    25.04.1990
    3732
    0.93
    15.0
    3.4
    WATER BASED
    08.05.1990
    3732
    0.93
    15.0
    3.4
    WATER BASED
    08.05.1990
    3732
    0.93
    15.0
    3.4
    WATER BASED
    08.05.1990
    3732
    0.93
    15.0
    3.4
    WATER BASED
    09.05.1990
    3732
    0.93
    13.0
    2.9
    OIL BASED
    11.05.1990
    3732
    0.94
    15.0
    3.8
    OIL BASED
    14.05.1990
    3732
    1.03
    WATER BASED
    14.05.1990
    3732
    0.93
    15.0
    3.4
    WATER BASED
    08.05.1990
    3732
    0.93
    15.0
    3.8
    OIL BASED
    10.05.1990
    3737
    0.90
    17.0
    4.8
    WATER BASED
    26.04.1990
    3742
    0.90
    17.0
    4.3
    WATER BASED
    26.04.1990
    3742
    0.90
    17.0
    4.3
    OIL BASED
    30.04.1990
    3742
    1.03
    WATER BASED
    30.04.1990
    3742
    1.40
    56.0
    7.2
    WATER BASED
    30.04.1990
    3742
    1.43
    46.0
    5.8
    WATER BASED
    30.04.1990
    3820
    1.40
    45.0
    6.2
    OIL BASED
    03.05.1990
    3820
    1.40
    51.0
    6.2
    WATER BASED
    03.05.1990

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3689.0
    [m]
    C
    APT
    3690.1
    [m]
    C
    APT
    3691.0
    [m]
    C
    APT
    3692.0
    [m]
    C
    APT
    3693.0
    [m]
    C
    APT
    3695.0
    [m]
    C
    APT
    3695.0
    [m]
    C
    APT
    3696.1
    [m]
    C
    APT
    3697.0
    [m]
    C
    APT
    3697.1
    [m]
    C
    APT
    3697.1
    [m]
    C
    APT
    3698.4
    [m]
    C
    APT
    3700.9
    [m]
    C
    APT
    3703.0
    [m]
    C
    APT
    3704.8
    [m]
    C
    APT
    3705.4
    [m]
    C
    APT
    3706.5
    [m]
    C
    APT
    3707.7
    [m]
    C
    APT
    3709.9
    [m]
    C
    APT
    3710.5
    [m]
    C
    APT
    3711.9
    [m]
    C
    APT
    3712.5
    [m]
    C
    APT
    3713.8
    [m]
    C
    APT
    3714.0
    [m]
    C
    APT
    3717.3
    [m]
    C
    APT
    3720.8
    [m]
    C
    APT
    3720.9
    [m]
    C
    APT