Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-25 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.
    2/7-25 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).
    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.
    2/7-25
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    KRYSN. 3D LINJER 460 OG 1173
    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.
    657-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    123
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.11.1990
    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.
    31.03.1991
    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.
    31.03.1993
    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.
    05.12.2012
    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.
    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).
    29.0
    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").
    5177.0
    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).
    4560.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    37.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    155
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 19' 59.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 14' 53.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6243336.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    515353.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1679

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-25 S was drilled on the Embla structure in the southern North Sea. The objective of the well was to prove the south-eastern continuation of the Embla reservoir sands seen in 2/7-20 and 2/7-21S, and if successful establish another drainage point for future development.
    Operations and results
    Appraisal well 2/7-25 S was drilled from a temporary subsea template located over the 2/7-20 well, using the semi-submersible installation West Delta. It was spudded on 29 November 1990 and drilled to TD at 5177 m (4560 m TVD) in pre-Jurassic rocks. The well was deviated to a target location 2072 m southeast of the wellhead. I was drilled without any major problems. Shallow gas was encountered in four sand intervals in the 26" hole section over the interval 595 -652 m. A minor gas flow was controlled using 11.0 ppg kill mud with high viscosity pills. The well was drilled with sea water down to 780 m, with ester emulsion based Petrofree mud from 780 m to 4557 m, and with oil based Enviromul mud from 4557 m to TD.
    Top Jurassic, Mandal Formation was encountered at 4711 m. The Jurassic consisted of 117 m Mandal Formation, 112 m Farsund Formation, and 214 m Eldfisk Formation at the base. Under the Eldfisk Formation, at 5157 m (4540 m TVD), a pre-Jurassic section was encountered. Oil shows were detected from 1594 m to 1786 m, with good shows from 1704 m to 1750 m at top Hordaland Group. Further oil shows were seen throughout all parts of the limestone section but were concentrated in the intervals 3470 m to 3484 m in the Ekofisk Formation and 4328 m to 4435 m in the Hod Formation. In addition solid bitumen staining was described on cores from the Mandal and Eldfisk Formations.
    A total of 57 m core was recovered in four cores; core 1 in the Mandal Formation (4782.3 - 4801 m), core 2 in the Farsund Formation (4843 - 4854.9 m), and cores 3&4 in the Eldfisk Formation (5088 - 5113.9 m). No wire line fluid samples were taken.
    The upper part of the well was temporary plugged to allow for sidetrack below the 13-3/8" or 20" casing should this prove economical in the future. The bottom part of the well was permanently abandoned on 31 March 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]
    780.00
    5176.80

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    15698.0
    15753.6
    [ft ]
    2
    15889.0
    15923.0
    [ft ]
    3
    16693.0
    16733.6
    [ft ]
    4
    16740.0
    16784.4
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 15690-15696ft
    Kjerne bilde med dybde: 15696-15702ft
    Kjerne bilde med dybde: 15702-15708ft
    Kjerne bilde med dybde: 15708-15714ft
    Kjerne bilde med dybde: 15714-15720ft
    15690-15696ft
    15696-15702ft
    15702-15708ft
    15708-15714ft
    15714-15720ft
    Kjerne bilde med dybde: 15720-15726ft
    Kjerne bilde med dybde: 15726-15732ft
    Kjerne bilde med dybde: 15732-15738ft
    Kjerne bilde med dybde: 15738-15744ft
    Kjerne bilde med dybde: 15744-15750ft
    15720-15726ft
    15726-15732ft
    15732-15738ft
    15738-15744ft
    15744-15750ft
    Kjerne bilde med dybde: 15750-15753ft
    Kjerne bilde med dybde: 15889-15895ft
    Kjerne bilde med dybde: 15895-15901ft
    Kjerne bilde med dybde: 15901-15907ft
    Kjerne bilde med dybde: 15907-15913ft
    15750-15753ft
    15889-15895ft
    15895-15901ft
    15901-15907ft
    15907-15913ft
    Kjerne bilde med dybde: 15913-15919ft
    Kjerne bilde med dybde: 15919-15923ft
    Kjerne bilde med dybde: 16693-16699ft
    Kjerne bilde med dybde: 16699-16705ft
    Kjerne bilde med dybde: 16705-16711ft
    15913-15919ft
    15919-15923ft
    16693-16699ft
    16699-16705ft
    16705-16711ft
    Kjerne bilde med dybde: 16711-16717ft
    Kjerne bilde med dybde: 16717-16723ft
    Kjerne bilde med dybde: 16723-16729ft
    Kjerne bilde med dybde: 16729-16733ft
    Kjerne bilde med dybde: 16734-16740ft
    16711-16717ft
    16717-16723ft
    16723-16729ft
    16729-16733ft
    16734-16740ft
    Kjerne bilde med dybde: 16740-16746ft
    Kjerne bilde med dybde: 16746-16752ft
    Kjerne bilde med dybde: 16752-16758ft
    Kjerne bilde med dybde: 16758-16764ft
    Kjerne bilde med dybde: 16764-16770ft
    16740-16746ft
    16746-16752ft
    16752-16758ft
    16758-16764ft
    16764-16770ft
    Kjerne bilde med dybde: 16770-16776ft
    Kjerne bilde med dybde: 16776-16778ft
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    16770-16776ft
    16776-16778ft

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.54
    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]
    pdf
    23.39
    pdf
    32.18

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    4572
    5186
    DIL BHC CAL GR
    2068
    4566
    DIL BHC GR
    4500
    5187
    DIL LSS CAL GR
    738
    2276
    LDL CNL NGL
    4500
    5187
    MWD - GR RES DIR
    213
    5159
    OBDT GR
    2358
    4562
    OBDT GR
    4553
    5189
    RFT GR
    4773
    5003
    VSP
    1356
    5188

  • 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
    207.0
    36
    210.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    764.0
    28
    770.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2356.0
    17 1/2
    2360.0
    1.94
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4549.0
    12 1/4
    4552.0
    2.16
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    100
    1.05
    13.0
    WATER BASED
    209
    1.05
    WATER BASED
    290
    1.05
    WATER BASED
    533
    1.05
    WATER BASED
    1089
    1.34
    32.0
    WATER BASED
    1645
    1.51
    35.0
    WATER BASED
    2100
    1.61
    48.0
    WATER BASED
    2332
    1.66
    51.0
    WATER BASED
    2569
    1.71
    43.0
    WATER BASED
    3084
    1.71
    50.0
    WATER BASED
    3317
    1.71
    47.0
    WATER BASED
    3406
    1.71
    44.0
    WATER BASED
    3486
    1.71
    39.0
    WATER BASED
    3502
    1.73
    40.0
    WATER BASED
    3547
    1.71
    43.0
    WATER BASED
    3560
    1.71
    40.0
    WATER BASED
    3570
    1.73
    41.0
    WATER BASED
    3603
    1.73
    42.0
    WATER BASED
    3612
    1.73
    39.0
    WATER BASED
    3627
    1.71
    54.0
    WATER BASED
    3643
    1.64
    56.0
    WATER BASED
    3676
    1.63
    48.0
    WATER BASED
    3791
    1.63
    45.0
    WATER BASED
    3887
    1.63
    43.0
    WATER BASED
    4005
    1.63
    46.0
    WATER BASED
    4066
    1.63
    47.0
    WATER BASED
    4121
    1.63
    45.0
    WATER BASED
    4175
    1.63
    45.0
    WATER BASED
    4184
    1.63
    43.0
    WATER BASED
    4302
    1.63
    43.0
    WATER BASED
    4364
    1.63
    40.0
    WATER BASED
    4400
    1.63
    39.0
    WATER BASED
    4444
    1.67
    48.0
    WATER BASED
    4496
    1.67
    48.0
    WATER BASED
    4522
    1.67
    43.0
    WATER BASED
    4542
    1.67
    45.0
    WATER BASED
    4551
    1.67
    48.0
    WATER BASED
    4583
    2.06
    67.0
    WATER BASED
    4588
    2.06
    52.0
    WATER BASED
    4710
    2.12
    48.0
    WATER BASED
    4715
    2.10
    51.0
    WATER BASED
    4728
    2.12
    54.0
    WATER BASED
    4801
    2.10
    52.0
    WATER BASED
    4841
    2.10
    47.0
    WATER BASED
    4843
    2.10
    49.0
    WATER BASED
    4855
    2.10
    49.0
    WATER BASED
    4914
    2.10
    49.0
    WATER BASED
    4938
    2.10
    53.0
    WATER BASED
    4941
    2.10
    53.0
    WATER BASED
    4955
    2.10
    56.0
    WATER BASED
    4963
    2.10
    59.0
    WATER BASED
    5081
    2.10
    56.0
    WATER BASED
    5088
    2.10
    52.0
    WATER BASED
    5102
    2.10
    50.0
    WATER BASED
    5112
    2.10
    48.0
    WATER BASED
    5114
    2.10
    47.0
    WATER BASED
    5126
    2.10
    46.0
    WATER BASED
    5139
    2.10
    46.0
    WATER BASED
    5143
    2.10
    44.0
    WATER BASED
    5158
    2.10
    40.0
    WATER BASED
    5165
    2.10
    48.0
    WATER BASED
    5167
    2.10
    44.0
    WATER BASED
    5177
    1.64
    13.0
    WATER BASED