Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-27 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.
    2/7-27 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.
    RE-CLASS TO DEV
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    2/7-27
    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.
    707-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    222
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.11.1991
    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.
    17.06.1992
    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.
    17.06.1994
    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.
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    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.
    71.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4801.0
    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).
    4452.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    41.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    168
    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' 59.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 14' 53.77'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6243340.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    515351.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1878

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-27 S was drilled on the Embla structure in the southern North Sea. The objective was to drill to replace the abandoned 2/7-23 S well as a production well in the Embla reservoir. Well 2/7-27 S would thus be drilled as close as possible to the 2/7-23 S well path and to the same bottom hole location. By this it was anticipated that the extensive core data recovered in the 2/7-23 S would be applicable to the production data to be gained from the 2/7-27 S. The 2/7-23 S had earlier confirmed the presence of hydrocarbon bearing sandstones originally discovered in the 2/7-9 (1974), and later tested in the 2/7-20 (1988) and 2/7-21 S (1989) wells, but was abandoned before well testing could be performed.
    Operations and results
    Appraisal well 2/7-27 S was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 9 November 1991 and drilled to TD at 4801 m (4452 m TVD) in pre-Jurassic rocks. It was drilled deviated from a fifteen slot production template located at the site of the planned Embla production facilities. Drilling problems with stuck pipe were encountered in the 12 1/4" hole section at 3470 m, forcing a technical sidetrack from 2972.7 m. Unlike previous Embla wells, the 2/7-27S was drilled using water based mud throughout. It was drilled with seawater and hi-vis pills down to 573 m, with KCl/polymer mud from 573 m to 3791 m, with Baranex-Thermathin mud from 3791 m to 4500 m, and with a Thermadrill/Baranex high temperature mud system from 4500 m to TD.
    The 2/7-27 S well encountered top Mandal Formation at 4476 m and top pre-Jurassic reservoir at 4483.3 m (4177.6 m TVD) with the same reservoir stratigraphy as the 2/7-23S. However, although the wells are only 46.5 m apart at the Base Cretaceous Unconformity, this surface was penetrated 28 m TVD deeper in the 2/7-27 S. Log correlation and seismic interpretation suggest the presence of a fault between (in the vicinity of) the two wells, but the evidence is incomplete. The pre-Jurassic reservoir was hydrocarbon bearing as in well 2/7-23 S.
    One core was cut in each of the Ekofisk and Tor Formation and two consecutive cores were cut in the pre-Jurassic reservoir section. A segregated RFT sample was taken at 4488.5 m. It contained 100% mud filtrate.
    The well was suspended suitable for later re-entry and tie back as a production well. The well was completed on 17 June 1992. On 2 March 1993 it was re-entered and re-classified to development well.
    Testing
    A single DST test where performed over the pre-Jurassic reservoir from 4483.6 - 4740.9 m (4177.9 - 4399.5 m TVD). At the end of the main flow the well produced 582 Sm3 oil and 180400 Sm3 gas /day through a 20/64" choke. The GOR was 309 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 45 deg API. The H2S content was 25 up to ppm (peak) and the CO2 content was 6%. With a 40/64" choke the GOR was 265 Sm3/Sm3. The maximum bottom hole temperature recorded in the main flow by the HRS Gauge at 4142.2 m (3894.9 m TVD) was 160 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    3855.50
    4800.60

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    10410.0
    10462.0
    [ft ]
    2
    10715.0
    10745.0
    [ft ]
    3
    15039.0
    15056.0
    [ft ]
    4
    15056.0
    15075.6
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 10410-10425ft
    Kjerne bilde med dybde: 10425-10440ft
    Kjerne bilde med dybde: 10440-10455ft
    Kjerne bilde med dybde: 10455-10462ft
    Kjerne bilde med dybde: 10715-10730ft
    10410-10425ft
    10425-10440ft
    10440-10455ft
    10455-10462ft
    10715-10730ft
    Kjerne bilde med dybde: 10730-10745ft
    Kjerne bilde med dybde: 15039-15054ft
    Kjerne bilde med dybde: 15054-15056ft
    Kjerne bilde med dybde: 15056-15071ft
    Kjerne bilde med dybde: 15071-15075ft
    10730-10745ft
    15039-15054ft
    15054-15056ft
    15056-15071ft
    15071-15075ft

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    4484.80
    4742.10
    01.06.1992 - 00:00
    YES

  • 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
    156.0
    36
    157.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    570.0
    26
    572.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2139.0
    17 1/2
    2140.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    4285.0
    12 1/4
    4286.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    4797.0
    8 1/2
    4800.0
    2.18
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4741
    4484
    7.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    582
    180400
    0.800
    0.800
    309

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGL GR
    3074
    4261
    CBL VDL GR CCL
    93
    1910
    CBL VDL GR CCL
    1984
    3039
    CBL VDL GR CCL
    4182
    4678
    DIL MSFLGR
    4288
    4799
    DLL MSFL BHC GR
    2137
    3166
    DLL MSFL BHC GR
    3074
    4297
    FMS GR
    0
    0
    LDL CNL GR
    2137
    3109
    LDL CNL GR
    4473
    4807
    MWD- GR RES DIR
    550
    4785
    RFT GR
    0
    0
    SDT NGT
    4466
    4803

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.60
    pdf
    5.95
    pdf
    1.08
    pdf
    1.71

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.67
    pdf
    51.20
    pdf
    60.60
    pdf
    18.11

  • 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
    0.65
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    160
    1.43
    WATER BASED
    570
    1.04
    WATER BASED
    573
    1.04
    WATER BASED
    579
    1.56
    13.0
    WATER BASED
    1033
    1.33
    24.0
    OIL BASED
    1919
    1.76
    20.0
    WATER BASED
    1979
    1.87
    26.0
    WATER BASED
    2827
    1.87
    52.0
    WATER BASED
    2839
    1.87
    53.0
    WATER BASED
    2843
    1.87
    43.0
    WATER BASED
    3008
    1.87
    47.0
    WATER BASED
    3040
    1.87
    20.0
    WATER BASED
    3078
    1.73
    26.0
    WATER BASED
    3146
    1.74
    27.0
    WATER BASED
    3164
    1.71
    24.0
    WATER BASED
    3170
    1.87
    42.0
    WATER BASED
    3194
    1.71
    29.0
    WATER BASED
    3200
    1.87
    44.0
    WATER BASED
    3229
    1.75
    39.0
    WATER BASED
    3296
    1.87
    30.0
    WATER BASED
    3375
    1.59
    30.0
    WATER BASED
    3375
    1.59
    30.0
    WATER BASED
    3375
    1.59
    29.0
    WATER BASED
    3375
    1.59
    30.0
    WATER BASED
    3375
    1.59
    30.0
    WATER BASED
    3391
    1.87
    34.0
    WATER BASED
    3439
    1.87
    34.0
    WATER BASED
    3447
    1.87
    32.0
    WATER BASED
    3471
    1.86
    29.0
    WATER BASED
    3473
    1.57
    33.0
    WATER BASED
    3536
    1.56
    35.0
    WATER BASED
    3675
    1.56
    35.0
    WATER BASED
    3682
    1.75
    26.0
    WATER BASED
    3890
    1.58
    35.0
    WATER BASED
    3930
    1.58
    10.0
    WATER BASED
    3995
    1.62
    22.0
    WATER BASED
    4002
    1.63
    23.0
    WATER BASED
    4008
    1.71
    29.0
    WATER BASED
    4014
    2.10
    32.0
    WATER BASED
    4039
    1.75
    29.0
    WATER BASED
    4106
    1.68
    25.0
    WATER BASED
    4134
    1.68
    32.0
    WATER BASED
    4168
    1.68
    29.0
    WATER BASED
    4171
    1.68
    27.0
    WATER BASED
    4243
    1.68
    24.0
    WATER BASED
    4255
    2.10
    21.0
    WATER BASED
    4287
    1.75
    24.0
    WATER BASED
    4300
    1.75
    22.0
    WATER BASED
    4323
    2.04
    29.0
    WATER BASED
    4415
    2.06
    25.0
    WATER BASED
    4500
    2.06
    23.0
    WATER BASED
    4505
    2.06
    23.0
    WATER BASED
    4539
    2.06
    20.0
    WATER BASED
    4562
    2.10
    25.0
    WATER BASED
    4589
    2.10
    28.0
    WATER BASED
    4668
    2.10
    30.0
    WATER BASED
    4775
    2.10
    31.0
    WATER BASED
    4776
    2.06
    26.0
    WATER BASED
    4801
    2.06
    26.0
    WATER BASED
    4801
    2.06
    27.0
    OIL BASED