Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-28

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.
    2/7-28
    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.
    2/7-28
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EMBLA 3D INLINJE 106 OG X-LINJE 1320
    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.
    717-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    153
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.03.1992
    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.
    07.08.1992
    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.
    07.08.1994
    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
    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.
    SHOWS
    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).
    41.2
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    71.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3893.0
    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).
    3887.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 22' 52.16'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 14' 19.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6248666.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    514740.54
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1906

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 2/7-28 was drilled on the Eldfisk Jurassic Prospect, on the flank of the Eldfisk Field on the western side of the Feda Graben in the North Sea. The well was positioned 1.8 kilometres west of the Eldfisk Alpha Platform. The primary objective was to prove hydrocarbons in sandstones in the Late Jurassic Eldfisk Formation. The Eldfisk Formation is interpreted as high density turbidite/debris flow deposits located on the eastern side of the major northwest-southeast trending Skrubbe Fault.
    Operations and results
    Well 2/7-28 was spudded with the jack-up installation Mærsk Guardian on March 8, 1992 and drilled to TD at 3893 m, 54 m into the Late Permian Zechstein Group. Drilling to the Upper Palaeocene Section proceeded without major difficulty, but the 11 3/4" liner was set higher than prognosed because of a combination of lost circulation in the Lower Palaeocene Våle Formation and instability in the Tertiary section above. A prognosed depleted chalk reservoir horizon, the flank of the Eldfisk Field, necessitated setting 9 7/8" casing at top of the Ekofisk Formation. Drilling proceeded to 3050.4 m in the Lower part of the Hod Formation, the proposed setting for the 8 3/4" casing. While under-reaming before running the linear, an under-reamer arm was lost in the hole. A successfully sidetrack hole was made below the liner. Drilling continued to 3061.1 m where the bottom hole assembly twisted off. The hole was sidetracked again and drilling continued to base of the Early Cretaceous where 7" liner was set. Further drilling to final TD went without significant difficulties. The well was drilled water based with spud mud down to 745 m, polymer mud from 745 m to 8313 m, sea water/Drispac/Soltex mud from 8313 m to 9304 m, polymer mud from 9304 m to 10008 m, and Thermadril mud from 10008 m to TD.
    Poor shows were recorded in intervals between 1510 m to 1950 m in Miocene to Late Oligocene claystones. At 1617 m in top Hordaland Group the shows were stronger with local strong smell of oil. A weak show was recorded also in the Balder Formation.
    The Våle Formation was encountered at 2827 m and top Ekofisk Formation at 2850 m. The Våle Formation proved to be in pressure communication with the depleted Ekofisk-Tor-Hod reservoir of the main Eldfisk Field. The reservoir was pressure depleted down to 2917 m in the Hod Formation due to production from the Eldfisk Field since 1979. Good oil shows were described throughout the chalk reservoir down to 2914 m in the Hod Formation. The shows became weaker below this depth and vanished below 3048 m.
    The base Cretaceous unconformity, top Farsund Formation, was encountered at 3339 m. The section from 3414 m to 3426 m in the Farsund Formation was extremely rich in organic carbon (TOC = 10 - 22%) and with log responses that confirmed an extremely rich source rock. The target Eldfisk Formation was encountered 20 m thick with top at 3498 m. The lower part from 3509 to 3518 m had sandstone with up to 20% porosity, but it was water bearing with only poor shows. There were poor oil shows on claystone throughout the Farsund and Haugesund formations.
    Two cores were cut. Core 1 was cut from 3414.4 m to 3433.3 m in the best source rock interval in the Farsund Formation. Core 2 was cut from 3514.1 m in the basal Eldfisk Formation to 3519.6 m in top Haugesund Formation. No wire line fluid samples were taken in the well.
    The well was permanently abandoned on 7 August 1992 as well with shows.
    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]
    551.80
    3879.90

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    11202.0
    11262.2
    [ft ]
    2
    11529.0
    11547.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3414-3418m
    Kjerne bilde med dybde: 3419-3423m
    Kjerne bilde med dybde: 3424-3428m
    Kjerne bilde med dybde: 3429-3432m
    Kjerne bilde med dybde: 3515-3518m
    3414-3418m
    3419-3423m
    3424-3428m
    3429-3432m
    3515-3518m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3519m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3518-3519m

  • 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
    0.66
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.37
    pdf
    5.35
    pdf
    3.49

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT GR
    1494
    2829
    BHC GR
    2651
    2830
    DLL MSFL GR
    1494
    2828
    DLL MSFL GR
    3334
    3850
    DLL MSFL SDT GR
    3022
    3339
    FMS GR
    2844
    3038
    FMS GR
    3334
    3839
    LDL CNL GR
    3022
    3328
    LDL CNL NGL
    3334
    3847
    MWD - GR RES
    218
    1494
    SDT GR
    2755
    3021
    SDT GR
    3334
    3842
    VSP
    1524
    3840
    VSP
    1524
    3307

  • 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
    218.8
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    534.6
    26
    540.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1494.8
    17 1/2
    1500.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    11 3/4
    2810.3
    17 1/2
    2815.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    2836.2
    12 1/4
    2840.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    8 3/8
    3019.2
    12 1/4
    3022.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3331.5
    8 1/2
    3893.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    137
    1.03
    WATER BASED
    163
    1.03
    WATER BASED
    202
    1.03
    WATER BASED
    227
    1.20
    WATER BASED
    476
    1.15
    23.0
    WATER BASED
    509
    1.20
    24.0
    WATER BASED
    543
    1.13
    28.0
    WATER BASED
    814
    1.32
    30.0
    WATER BASED
    1003
    1.87
    27.0
    WATER BASED
    1296
    1.53
    34.0
    WATER BASED
    1372
    2.04
    20.0
    WATER BASED
    1463
    1.80
    26.0
    WATER BASED
    1501
    1.56
    28.0
    WATER BASED
    1682
    1.73
    24.0
    WATER BASED
    1817
    1.74
    39.0
    WATER BASED
    2125
    1.74
    43.0
    WATER BASED
    2349
    1.74
    45.0
    WATER BASED
    2397
    1.74
    18.0
    WATER BASED
    2408
    1.87
    35.0
    WATER BASED
    2420
    1.74
    36.0
    WATER BASED
    2469
    1.73
    25.0
    WATER BASED
    2534
    1.74
    36.0
    WATER BASED
    2591
    1.80
    23.0
    WATER BASED
    2621
    1.74
    15.0
    OIL BASED
    2721
    1.74
    35.0
    WATER BASED
    2743
    1.43
    15.0
    WATER BASED
    2743
    1.73
    23.0
    WATER BASED
    2781
    1.74
    33.0
    WATER BASED
    2800
    1.74
    31.0
    WATER BASED
    2810
    1.87
    37.0
    WATER BASED
    2822
    1.73
    18.0
    WATER BASED
    2830
    1.74
    22.0
    WATER BASED
    2834
    1.67
    22.0
    WATER BASED
    2836
    1.73
    17.0
    WATER BASED
    2836
    1.04
    23.0
    WATER BASED
    2836
    1.40
    31.0
    WATER BASED
    2836
    1.58
    30.0
    WATER BASED
    3002
    1.03
    15.0
    WATER BASED
    3020
    1.40
    16.0
    WATER BASED
    3023
    1.57
    15.0
    WATER BASED
    3034
    1.56
    16.0
    WATER BASED
    3046
    1.32
    18.0
    WATER BASED
    3048
    2.04
    22.0
    WATER BASED
    3048
    1.26
    13.0
    WATER BASED
    3050
    1.40
    16.0
    WATER BASED
    3050
    1.40
    17.0
    WATER BASED
    3051
    1.56
    15.0
    WATER BASED
    3060
    1.56
    16.0
    WATER BASED
    3061
    1.57
    15.0
    WATER BASED
    3222
    1.67
    14.0
    WATER BASED
    3277
    1.67
    12.0
    WATER BASED
    3338
    1.67
    15.0
    WATER BASED
    3513
    2.02
    19.0
    WATER BASED
    3520
    2.02
    17.0
    WATER BASED
    3656
    2.02
    21.0
    WATER BASED
    3719
    2.02
    19.0
    WATER BASED
    3719
    2.02
    19.0
    WATER BASED
    3893
    2.04
    19.0
    WATER BASED