Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-15

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.
    2/7-15
    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
    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.
    2/7-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PG 2/7-K SP.12
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    239-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    125
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.01.1980
    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.
    02.06.1980
    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.
    02.06.1982
    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.
    26.10.2009
    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
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EKOFISK 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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    TOR 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").
    4423.0
    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).
    4423.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    151
    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.
    LATE 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.
    HAUGESUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 23' 46.82'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 18' 54.63'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6250375.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    519456.06
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    225

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-15 was drilled on the Eldfisk East structure in the Feda Graben of the southern North Sea. The well was an appraisal of the productive Danian - Late Cretaceous chalks found in 2/7-8. The well also had an explorative objective, namely to prove the existence of productive Jurassic sandstones on the East Eldfisk structure. Projected total depth was 14500 ft (4420 m).
    The well is Reference well for the Ran Sandstone Units.
    Operations and results
    Well 2/7-15 was spudded with the semi-submersible installation Haakon Magnus (now Borgsten Dolphin) on 29 January 1980 and drilled to TD at 4423 m in the Late Jurassic Haugesund Formation. A 2.3 Sm3 influx was taken while drilling at 3667.7 m (3672.8 m logger's depth) in the Farsund Formation. The well was shut in. After shut-in the circulation was lost, probably because the formation broke down. The circulation was resumed by appropriate mud adjustments, and the return mud then contained 3% oil and was slightly gas-cut. The well was drilled with bentonite, Flosal and lime down to 503 m, with Drispac mud from 503 m to 1387 m, and with Drispac/lignosulphonate mud from 1387 m to TD.
    The Danian - Late Cretaceous section tested small quantities of hydrocarbons. Shows were encountered, often in fractures, on cored siltstone and claystone in the Early Cretaceous Ran Sandstone Units and Åsgard Formation, but testing proved the section to be generally tight. The logs indicated a 2 m HC-bearing sandstone stringer at 3672.8 m (where the influx was taken while drilling), but no shows were reported from this depth. Isolated shows, in the form of dull yellow fluorescence, were reported also on cored claystone in the Farsund Formation at 4030 m and 4035 m. The 48 m thick Eldfisk Formation at 4133 m had somewhat lower gamma ray readings than the Farsund Formation above and Haugesund Formation below, but the lithology was mainly shale/claystone with only traces of sandstone.
    Seven conventional cores were taken. The six first were cut consecutively in the interval from 3481.5 m in the Ran Sandstone Units and down to 3554.6 m in the Åsgard Formation. Core no 7 was cut at 4027.7 - 4039.6 m in the Farsund Formation. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 2 June 1980 as an oil appraisal.
    Testing
    Three zones were drill stem tested between 19 and 27 May 1980. These were both the Early and Late Cretaceous zones, and the Danian. All zones were perforated with two shots per foot. The following results are after acidizing:
    DST 1 perforated the intervals 3450.3 - 3454.0 m, 3463.1 - 3466.2 m, 3471.1 - 3473.5 m, 3475.3 - 3478.4 m, and 3482.6 - 3487.5 m in the Ran Sandstone. During the 4 3/4 hour flow period the well failed to clean up. Final bottom hole flowing pressure at 3443.3 m was 4076 psig on 64/64" choke, and the maximum temperature was 247 def F (119.4 deg C). Only traces of oil and gas were observed, and the water was measured at 104 Sm3/day. The well was shut in for 4 1/3 hours before the packer was unseated for a maximum bottom hole pressure of 9632 psig
    DST 2 perforated the interval 3031.2 - 3035.8 m in the Late Cretaceous Tor Formation. The well was flowed for 5.07 hours on 36/64" choke. Final bottom hole flowing pressure at 3026.1 m was 4347 psig and the last measured rate was 50.4 Sm3 water and 6.8 Sm3 oil/day. Maximum temperature was 217 deg F (102.8 deg C). The pressure built up to 6645 psig during a 5.8 hours shut in period.
    DST 3 perforated the intervals 3013.3 - 3022.4 m (Ekofisk Formation) and 3031.2 - 3035.8 m (Tor Formation) for a commingled test. The well was flowed for 13.13 hours on 32/64" choke. Final bottom hole flowing pressure was 3934 psig at 3014.2 m. The final rate was 32.8 Sm3 water and 13.4 Sm3 oil/day. Maximum temperature was 218 deg F (103.3 deg C). After 16 hours build up the bottom hole pressure was 6443 psig.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    515.00
    4423.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    11422.0
    11459.0
    [ft ]
    2
    11459.0
    11472.0
    [ft ]
    3
    11474.0
    11514.0
    [ft ]
    4
    11514.0
    11562.0
    [ft ]
    5
    11562.0
    11602.0
    [ft ]
    6
    11602.0
    11619.0
    [ft ]
    7
    13214.0
    13246.6
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    69.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3465.0
    [m]
    DC
    HRS
    3526.0
    [m]
    DC
    HRS
    3572.0
    [m]
    DC
    HRS
    3581.0
    [m]
    DC
    HRS
    3590.0
    [m]
    DC
    HRS
    3603.0
    [m]
    DC
    HRS
    3618.0
    [m]
    DC
    HRS
    3630.0
    [m]
    DC
    HRS
    3651.0
    [m]
    DC
    HRS
    3670.0
    [m]
    DC
    HRS
    3690.0
    [m]
    DC
    HRS
    3712.0
    [m]
    DC
    HRS
    3734.0
    [m]
    DC
    HRS
    3755.0
    [m]
    DC
    HRS
    3776.0
    [m]
    DC
    HRS
    3795.0
    [m]
    DC
    HRS
    3816.0
    [m]
    DC
    HRS
    3837.0
    [m]
    DC
    HRS
    3859.0
    [m]
    DC
    HRS
    3880.0
    [m]
    DC
    HRS

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.14
    pdf
    3.58
    pdf
    10.55

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.26
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    22.32

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3425
    3462
    25.4
    2.0
    3006
    3010
    14.3
    3.0
    2988
    3010
    13.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    66.000
    30.000
    2.0
    46.000
    30.000
    3.0
    44.000
    30.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    7
    3.0
    13

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL BHC GR CAL
    3179
    3683
    DLL BHC GR CAL
    3692
    4429
    FDC CNL GR CAL
    2743
    2190
    FDC CNL GR CAL
    3179
    3684
    FDC CNL GR CAL
    3691
    4430
    GR
    0
    61
    HDT
    1369
    3190
    HDT
    3179
    3702
    HDT
    3693
    4423
    ISF MSFL BHC GR CAL
    487
    1322
    ISF MSFL BHC GR CAL
    1368
    3191
    VELOCITY
    1369
    4420

  • 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
    128.0
    36
    128.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    464.0
    26
    478.0
    1.14
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1342.0
    17 1/2
    1362.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3150.0
    12 1/4
    3160.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    3664.0
    8 1/2
    3674.0
    2.19
    LOT
    OPEN HOLE
    4398.0
    5 7/8
    4398.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    153
    1.02
    100.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    382
    1.02
    100.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    655
    1.02
    35.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    1089
    1.22
    40.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    1289
    1.77
    47.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    1387
    1.24
    43.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    1859
    1.76
    54.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    2165
    1.76
    54.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    2785
    1.75
    59.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    3042
    1.71
    58.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    3185
    1.71
    44.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    3493
    1.23
    55.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    3629
    1.78
    58.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    3699
    1.94
    58.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    3860
    1.94
    52.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    3995
    1.94
    58.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    4027
    1.94
    62.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    4216
    1.80
    80.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    4349
    1.93
    55.0
    WATER BASED
    02.06.1980
    4423
    1.93
    57.0
    WATER BASED
    02.06.1980

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.23