Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-24

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.
    2/7-24
    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
    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.
    2/7-24
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PC 88 - 389- SP. 1090
    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.
    653-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    158
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.11.1990
    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.
    13.04.1991
    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.
    13.04.1993
    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.
    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.
    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.
    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).
    22.3
    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").
    5023.0
    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).
    4986.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    20
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    130
    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.
    FARSUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 18' 33'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 19' 23.56'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6240675.20
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    519997.70
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1613

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-24 was drilled on the west Valhall Prospect, a Late Jurassic structure located in the Feda Graben on the west side of the Central Trough near the Skrubbe Fault. The main objective was the Eldfisk Formation sandstones, a mass flow deposit located on the east side of the fault. A secondary objective was sandstones associated with a seismic horizon called the Intra Volgian Marker.
    Operations and results
    Wildcat well 2/7-24 was spudded by the semi submersible rig Ross Isle 7 November 1990 and drilled to TD at 5023 in the Late Jurassic Farsund Formation. No shallow gas was encountered in this well. At ca 3050 m, in the 5 7/8" hole section, the inclination started to increase to a maximum of 20 deg where after the inclination decreased to 12,5 deg at TD. The well was hampered by bad weather, malfunction of BOP, hole problems with loss of mud, and problems with running logging equipment properly. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 465 m, with ester-based Petrofree mud from 465 m to 3042 m, and with oil based mud from 3042 m to 3388 m. Below 3388 m the mud was switched from oil based to water based in an effort to reduce the mud losses. Water based mud was used down to TD.
    The base Cretaceous unconformity was encountered at 3195 m. The well penetrated 122 m of Mandal Formation and continued through 1706 m of Farsund Formation without reaching its base. Hence an 1828 m thick Late Jurassic section was penetrated, a record at the time of drilling. The Late Jurassic lithology was primarily mudstone with subordinate amounts of thinly bedded sandstone and limestone. The primary objective was encountered approximately at 4069 m, 174 m higher than prognosed. No reservoir quality clastic mass flow deposit was present. The well penetrated some thin sandstones in the interval 4352 m to 4520 m, ca 260 m below the Intra Late Jurassic Marker, but they were discontinuous and not of reservoir quality. The core from this section was bleeding gas throughout with dark brown oil bleeding from a sandstone bed in vicinity of a sandstone bed at 4491.2 m. Mudstones.
    One conventional core was cut in the Farsund Formation from 4483.9 m to 4504.3 m. A total of 84 sidewall cores were attempted, and 35 cores were recovered. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 13 April 1991 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]
    466.00
    4877.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    14711.0
    14767.2
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    17.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4483-4488m
    Kjerne bilde med dybde: 4488-4493m
    Kjerne bilde med dybde: 4493-4497m
    Kjerne bilde med dybde: 4497-4500m
    Kjerne bilde med dybde:  
    4483-4488m
    4488-4493m
    4493-4497m
    4497-4500m

  • 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
    0.72
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.68
    pdf
    26.28
    pdf
    3.35

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIL BHC LDL CNL NGL GR AMS
    3922
    5020
    DIL SLS GR CAL AMD
    92
    1518
    DITE LSS CAL GR AMS
    3044
    3304
    DITE SLS GR CAL AMS
    1527
    3047
    DLL GPIT MSFL BHC GR
    3922
    4567
    DLL MSFL BHC GR AMS
    3044
    3922
    FMS GR AMS
    3044
    3927
    LDL CNL GR AMS
    1527
    3049
    LDL CNL NGL AMS
    3044
    3925
    MWD GR
    127
    1525
    OBDT GR AMS
    2651
    3049
    RFT GR
    3084
    3289
    RFT GR
    3289
    3773
    SHDT NGL AMS
    3918
    4949
    VSP
    1066
    3916
    VSP
    3886
    4937

  • 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
    127.0
    36
    128.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    458.0
    26
    464.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1525.0
    17 1/2
    1531.0
    1.93
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3041.0
    12 1/4
    3044.0
    2.09
    LOT
    LINER
    7
    3918.0
    8 1/2
    3923.0
    2.15
    LOT
    OPEN HOLE
    5023.0
    5 7/8
    5023.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    343
    0.19
    WATER BASED
    351
    0.19
    WATER BASED
    465
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    1448
    1.37
    34.0
    WATER BASED
    1532
    1.45
    37.0
    WATER BASED
    1738
    1.47
    39.0
    WATER BASED
    2109
    1.67
    50.0
    WATER BASED
    2565
    1.67
    39.0
    WATER BASED
    2888
    1.67
    54.0
    WATER BASED
    2978
    1.70
    54.0
    WATER BASED
    3049
    1.85
    55.0
    WATER BASED
    3086
    1.86
    51.0
    WATER BASED
    3163
    1.88
    51.0
    WATER BASED
    3193
    1.93
    55.0
    WATER BASED
    3209
    1.91
    51.0
    WATER BASED
    3268
    1.91
    51.0
    WATER BASED
    3271
    1.91
    54.0
    WATER BASED
    3298
    1.91
    37.0
    WATER BASED
    3350
    1.99
    44.0
    WATER BASED
    3351
    1.99
    45.0
    WATER BASED
    3364
    1.93
    38.0
    WATER BASED
    3378
    1.93
    78.0
    WATER BASED
    3388
    1.91
    52.0
    WATER BASED
    3415
    1.93
    49.0
    WATER BASED
    3424
    1.95
    40.0
    WATER BASED
    3549
    1.97
    40.0
    WATER BASED
    3575
    1.97
    35.0
    WATER BASED
    3640
    1.97
    22.0
    WATER BASED
    3678
    1.99
    19.0
    WATER BASED
    3774
    1.99
    14.0
    WATER BASED
    3857
    1.99
    16.0
    WATER BASED
    3924
    2.00
    20.0
    WATER BASED
    3960
    1.93
    17.0
    WATER BASED
    3970
    1.93
    17.0
    WATER BASED
    4016
    1.93
    19.0
    WATER BASED
    4078
    1.93
    19.0
    WATER BASED
    4138
    1.93
    20.0
    WATER BASED
    4216
    1.93
    19.0
    WATER BASED
    4270
    1.93
    19.0
    WATER BASED
    4293
    1.93
    18.0
    WATER BASED
    4401
    1.93
    18.0
    WATER BASED
    4501
    1.93
    22.0
    WATER BASED
    4505
    1.93
    19.0
    WATER BASED
    4558
    1.93
    19.0
    WATER BASED
    4606
    1.93
    19.0
    WATER BASED
    4668
    1.95
    19.0
    WATER BASED
    4706
    1.95
    22.0
    WATER BASED
    4729
    1.95
    20.0
    WATER BASED
    4818
    1.95
    19.0
    WATER BASED
    4866
    1.95
    21.0
    WATER BASED
    4888
    1.97
    20.0
    WATER BASED
    4937
    1.95
    20.0
    WATER BASED
    4979
    1.97
    21.0
    WATER BASED
    5023
    1.74
    14.0
    WATER BASED