Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-14

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.
    2/7-14
    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.
    SUSPENDED
    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.
    2/7-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PS 562915 SP.116
    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.
    221-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    165
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.08.1979
    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.
    20.01.1980
    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.
    20.01.1982
    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.
    02.04.2007
    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.
    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.
    71.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3390.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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 CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 29' 20.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 14' 2.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6260666.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    514414.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    116

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-14 was drilled to delineate the southern limits of the Ekofisk Field in the southern Norwegian North Sea. The primary target was the Danian limestone. It was anticipated that the proposed location would have a similar structural position as development well 2/4-A-3 and a comparable amount of Danian net pay. The secondary target was the Late Cretaceous limestone, which was untested on the southern nose of the Ekofisk Field.
    Operations and results
    Appraisal well 2/7-14 was spudded with the semi-submersible installation Haakon Magnus on 9 August 1979 and drilled to TD at 3390 m in Late Cretaceous limestone. The well was drilled with Bentonite/Flosal spud mud to 20" casing point at 609 m, with Seawater/Native solids mud from 609 m to 13 3/8" casing point at 1526 m, with Drispac/ Lignosulphonate dispersed, inhibitive mud from 1526 m to 9 5/8" casing point at 3068 m, and with Bentonite/ Lignite/Drispac low fluid loss mud from 3068 m to TD.
    Top Paleocene was encountered at 3045 m. Top of the Danian Limestone was penetrated at 3146 m, 15 m low to prognosis, with 52 m of Danian net pay, compared to 86 m Danian net pay in well 2/4-A-3. The Danian reservoir pressures were found to be less than virgin Ekofisk pressures, evidence that the interval had been drained by the nearby well 2/4-A-3. The Late Cretaceous was encountered at 3257 m, 13 m low to prognosis. The section flowed oil with a large volume of associated water in DST 2.
    A total of 119 m core was recovered in 13 cores from the Paleocene and Late Cretaceous in the interval 3123 - 3306 m. No fluid sample was taken on wire line.
    The well was suspended on 20 January 1980 as an oil appraisal.
    Testing
    Five drill stem tests were made through perforations in the 7" liner.
    DST 1 at 3346.7 - 3349.8 m in the Late Cretaceous Limestone recovered 12 m3 water cushion plus 21 m3 formation fluid (85% water, 15% oil and water emulsion).
    DST 2 at 3261.4 - 3279.7 m in the Late Cretaceous Limestone produced in the final flow 227 Sm3 oil and 31430 Sm3 gas and 1445 m3 water /day on a 25.4 mm choke. The GOR was 139 Sm3/Sm3, the oil gravity was 30.4 deg API, and the gas gravity was 0.82.
    DST 3 at 3225.7 - 3235.2 m in the lower Danian Limestone produced in the final flow 586516 Sm3 gas and 401 Sm3 water /day on a 20.6 mm choke.
    DST 4 at 3189.5 - 3211.4 m in the middle Danian Limestone produced in the final flow 553 Sm3 oil and 86366 Sm3 gas with less than 1% water /day on a 15.1 mm choke. The GOR was reported to be 239 Sm3/Sm3, the oil gravity was 34.6 deg API, and the gas gravity was 0.682.
    DST 5 at 3150.5 - 3168.7 m in the upper Danian Limestone produced in the final flow 76 Sm3 oil and 14368 Sm3 gas with 5% sediment and water /day on a 7.9 mm choke. The GOR was 190 Sm3/Sm3, the oil gravity was 32.9 deg API, and the gas gravity was 0.697.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    375.00
    3386.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    10240.0
    10290.0
    [ft ]
    2
    10299.0
    10342.0
    [ft ]
    3
    10358.0
    10367.9
    [ft ]
    4
    10377.0
    10400.0
    [ft ]
    5
    10400.0
    10445.6
    [ft ]
    6
    10451.0
    10455.0
    [ft ]
    7
    10476.0
    10514.6
    [ft ]
    8
    10533.0
    10557.0
    [ft ]
    9
    10600.0
    10627.0
    [ft ]
    10
    10630.0
    10654.8
    [ft ]
    11
    10745.9
    10783.0
    [ft ]
    12
    10798.0
    10817.0
    [ft ]
    13
    10819.0
    10845.7
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    113.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    10601.7
    [ft]
    C
    OD
    10604.6
    [ft]
    C
    OD
    10607.3
    [ft]
    C
    OD
    10607.7
    [ft]
    C
    OD
    10610.4
    [ft]
    C
    OD
    10612.3
    [ft]
    C
    OD
    10613.4
    [ft]
    C
    OD
    10614.4
    [ft]
    C
    OD
    10615.3
    [ft]
    C
    OD
    10617.6
    [ft]
    C
    OD
    10619.1
    [ft]
    C
    OD
    10622.2
    [ft]
    C
    OD
    10625.3
    [ft]
    C
    OD
    10631.1
    [ft]
    C
    OD
    10633.6
    [ft]
    C
    OD
    10636.2
    [ft]
    C
    OD
    10638.7
    [ft]
    C
    OD
    10644.3
    [ft]
    C
    OD
    10646.6
    [ft]
    C
    OD
    10649.7
    [ft]
    C
    OD
    10652.5
    [ft]
    C
    OD
    10652.6
    [ft]
    C
    OD
    10656.2
    [ft]
    C
    OD
    10658.7
    [ft]
    C
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    96
    1783
    3002
    3002
    3018
    3033
    3134
    3146
    3146
    3257

  • 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
    0.13
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.28
    pdf
    11.81
    pdf
    15.17

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3321
    3324
    25.4
    2.0
    3236
    3254
    0.0
    3.0
    3200
    3210
    0.0
    4.0
    3164
    3186
    0.0
    5.0
    3125
    3143
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    14.000
    3.0
    4.0
    5.0
    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
    227
    31000
    0.874
    0.820
    139
    3.0
    59000
    4.0
    553
    86000
    0.852
    0.682
    239
    5.0
    76
    14000
    0.861
    0.697
    190

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    92
    3356
    CBL GR
    2896
    3356
    CBL VDL
    3067
    3354
    CDM
    3074
    3383
    CDM FIL
    3074
    3383
    CNL
    2894
    3354
    DLL MSFL
    3074
    3383
    FDC CNL
    3074
    3383
    ISF SONIC GR
    61
    3383
    TEMP
    2304
    3341
    VELOCITY
    365
    3383

  • 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
    123.0
    36
    126.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    340.0
    26
    354.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1501.0
    17 1/2
    1516.0
    2.08
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3043.0
    12 1/4
    3053.0
    1.66
    LOT
    LINER
    7
    3345.0
    8 1/2
    3365.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    123
    1.68
    24.0
    5.7
    WATER BASED
    04.09.1989
    123
    1.68
    23.0
    5.7
    WATER BASED
    04.09.1989
    123
    1.60
    WATER BASED
    04.09.1989
    145
    1.60
    23.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    291
    1.60
    22.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    1462
    1.60
    24.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    1462
    1.60
    WATER BASED
    04.09.1989
    1462
    1.60
    22.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    1462
    1.60
    22.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    1462
    1.60
    19.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    1462
    1.60
    18.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    1462
    1.60
    WATER BASED
    04.09.1989

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    14001.00
    [ft ]
    14002.00
    [ft ]
    14003.00
    [ft ]
    14004.00
    [ft ]
    14005.00
    [ft ]
    14006.00
    [ft ]
    14007.00
    [ft ]
    14008.00
    [ft ]
    14009.00
    [ft ]
    14010.00
    [ft ]
    14011.00
    [ft ]
    14012.00
    [ft ]
    14013.00
    [ft ]
    14014.00
    [ft ]
    14015.00
    [ft ]
    14016.00
    [ft ]
    14017.00
    [ft ]
    14018.00
    [ft ]
    14019.00
    [ft ]
    14020.00
    [ft ]
    14021.00
    [ft ]
    14022.00
    [ft ]
    14023.00
    [ft ]

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.22