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

7/1-2 S

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.
    7/1-2 S
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7/1-2
    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.
    1174-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    50
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.03.2008
    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.
    08.05.2008
    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.
    08.05.2010
    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.
    08.05.2010
    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.
    WILDCAT
    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.
    DRY
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    44.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    87.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3175.0
    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).
    3158.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    16
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    126
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    BRYNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 55' 57.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 10.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6421722.87
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444903.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5793

  • Brønnhistorie
    General
    The 7/1-2 S Yoda well is located on the north-western margin of the Jæren High, 18 km southeast of the Varg field and 5.5 km northeast of the closest well 6/3-2. The well is located on a 4-way dip closure over a salt wall similar to the Rev discovery 13 km northwest of Yoda. The primary objective of the well was to prove commercial hydrocarbons in the Late Jurassic Ula Formation sandstones. The secondary objective was to test the Triassic prospectivity.
    Operations and results
    Well was spudded with the jack-up installation Mærsk Giant on 20 March 2008 and drilled to TD at 3175 m in the Middle Jurassic Bryne Formation. It was drilled slightly deviated in an S-shaped track, vertical down to ca 1600 m and below ca 2400 m with maximum deviation of 16 deg from vertical at 1893 m. Whilst drilling the 17 1/2" section from 592 to 1320 m the hole produced significant amounts of large, blocky cavings, but there were no real problems encountered during operations. The well was drilled with seawater down to 201 m, with Aquadril glycol/KCl mud from 201 to 1320 m, and with Carbo-Sea oil based mud from 1320 m to TD.
    The Mandal Formation was encountered at 2848 m and was 71 m thick with very high gamma ray responses varying between 150 and 300 API. The top of the reservoir, Ula Formation, was encountered at 2945 m, 16 m shallower than prognosed, and 14 m thicker than prognosed. No shows were observed in cuttings and gas and the resistivity remained low throughout the Ula Formation indicating a water wet reservoir. The rock below the Ula Formation reservoir was prognosed to be the Triassic Skagerrak Formation. However, it turned out to be the Middle Jurassic Bryne Formation. As a result the well was TD?ed in the Bryne Formation and not as planned in the Skagerrak Formation. This was first discovered after receiving the post well biostratigraphy results.
    No cores were cut and no wire line pressure or fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 8 May 2008 as a dry 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]
    210.00
    3175.00

  • 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
    198.0
    36
    201.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    583.0
    26
    592.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1313.0
    17 1/2
    1320.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2931.0
    12 1/4
    2937.0
    2.12
    LOT
    OPEN HOLE
    3175.0
    8 1/2
    3175.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    HDIL XMAC DSL GR
    2400
    3172
    MWD - DIR
    130
    201
    MWD - DIR GR RES PWD
    201
    3173
    ZDL CN GR
    2870
    3172
    ZDL CN GR
    2870
    3172

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    205
    1.03
    Water Based
    206
    1.30
    13.0
    Water Based
    224
    1.30
    13.0
    Water Based
    440
    1.09
    10.0
    Water Based
    592
    1.25
    20.0
    Water Based
    1038
    1.39
    19.0
    Water Based
    1320
    1.39
    18.0
    Water Based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    610.0
    [m]
    DC
    APT
    810.0
    [m]
    DC
    APT
    910.0
    [m]
    DC
    APT
    1020.0
    [m]
    DC
    APT
    1110.0
    [m]
    DC
    APT
    1160.0
    [m]
    DC
    APT
    1180.0
    [m]
    DC
    APT
    1200.0
    [m]
    DC
    APT
    1220.0
    [m]
    DC
    APT
    1240.0
    [m]
    DC
    APT
    1260.0
    [m]
    DC
    APT
    1280.0
    [m]
    DC
    APT
    1300.0
    [m]
    DC
    APT
    1320.0
    [m]
    DC
    APT
    1340.0
    [m]
    DC
    APT
    1360.0
    [m]
    DC
    APT
    1380.0
    [m]
    DC
    APT
    1400.0
    [m]
    DC
    APT
    1420.0
    [m]
    DC
    APT
    1440.0
    [m]
    DC
    APT
    1460.0
    [m]
    DC
    APT
    1480.0
    [m]
    DC
    APT
    1500.0
    [m]
    DC
    APT
    1520.0
    [m]
    DC
    APT
    1540.0
    [m]
    DC
    APT
    1560.0
    [m]
    DC
    APT
    1580.0
    [m]
    DC
    APT
    1600.0
    [m]
    DC
    APT
    1620.0
    [m]
    DC
    APT
    1640.0
    [m]
    DC
    APT
    1660.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    APT
    1700.0
    [m]
    DC
    APT
    1720.0
    [m]
    DC
    APT
    1740.0
    [m]
    DC
    APT
    1760.0
    [m]
    DC
    APT
    1780.0
    [m]
    DC
    APT
    1820.0
    [m]
    DC
    APT
    1840.0
    [m]
    DC
    APT
    1860.0
    [m]
    DC
    APT
    1880.0
    [m]
    DC
    APT
    1900.0
    [m]
    DC
    APT
    1920.0
    [m]
    DC
    APT
    1940.0
    [m]
    DC
    APT
    1960.0
    [m]
    DC
    APT
    1980.0
    [m]
    DC
    APT
    2000.0
    [m]
    DC
    APT
    2020.0
    [m]
    DC
    APT
    2040.0
    [m]
    DC
    APT
    2060.0
    [m]
    DC
    APT
    2080.0
    [m]
    DC
    APT
    2100.0
    [m]
    DC
    APT
    2120.0
    [m]
    DC
    APT
    2140.0
    [m]
    DC
    APT
    2160.0
    [m]
    DC
    APT
    2180.0
    [m]
    DC
    APT
    2200.0
    [m]
    DC
    APT
    2220.0
    [m]
    DC
    APT
    2240.0
    [m]
    DC
    APT
    2260.0
    [m]
    DC
    APT
    2280.0
    [m]
    DC
    APT
    2300.0
    [m]
    DC
    APT
    2320.0
    [m]
    DC
    APT
    2340.0
    [m]
    DC
    APT
    2360.0
    [m]
    DC
    APT
    2380.0
    [m]
    DC
    APT
    2420.0
    [m]
    DC
    APT
    2440.0
    [m]
    DC
    APT
    2460.0
    [m]
    DC
    APT
    2840.0
    [m]
    DC
    APT
    2850.0
    [m]
    DC
    APT
    2860.0
    [m]
    DC
    APT
    2870.0
    [m]
    DC
    APT
    2880.0
    [m]
    DC
    APT
    2890.0
    [m]
    DC
    APT
    2900.0
    [m]
    DC
    APT
    2910.0
    [m]
    DC
    APT
    2920.0
    [m]
    DC
    APT
    2930.0
    [m]
    DC
    APT
    2937.0
    [m]
    DC
    APT
    2949.0
    [m]
    DC
    APT
    2955.0
    [m]
    DC
    APT
    3126.0
    [m]
    DC
    APT
    3132.0
    [m]
    DC
    APT
    3138.0
    [m]
    DC
    APT
    3144.0
    [m]
    DC
    APT
    3150.0
    [m]
    DC
    APT
    3156.0
    [m]
    DC
    APT
    3162.0
    [m]
    DC
    APT
    3168.0
    [m]
    DC
    APT
    3175.0
    [m]
    DC
    APT