Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-19

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.
    2/7-19
    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.
    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
    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.
    2/7-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PG 030615 SP.12
    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.
    262-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    154
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.09.1980
    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.
    02.02.1981
    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.
    02.02.1983
    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.
    17.06.2009
    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.
    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.
    YES
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    ULA 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.
    73.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4876.0
    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).
    4876.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    154
    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° 20' 19.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 6' 12.2'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6243913.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    506391.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1367

  • Brønnhistorie
    >
    General
    Well 2/7-19 is located ca 10 km west of the Embla and Eldfisk fields in the southern Norwegian North Sea. The objective was to test the Danian - Late cretaceous limestone, and sandstones of the Early Cretaceous and Jurassic on a low relief structure. Well 2/7-19 was the third attempt to drill this prospect. The first two attempts, 2/7-17 and 2/7-18, were junked because of mechanical problems.
    Operations and results
    Well 2/7-19 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 2 September 1980 and drilled to TD at 4877 m in the Late Permian Zechstein Group. A total of 154 days on the location were used to drill and abandon the well. The well was drilled to a depth of 4785 m with 16.0 ppg mud. This was on 17 November. An estimated 12 m of Early Cretaceous sandstone had been penetrated and the drilling gas had increased after entering this zone, with some indications of hydrocarbons. The well was static with 16.0 ppg density mud, however the weight was raised to come out of the hole and commence coring. Upon raising the mud weight to 16.3 ppg a pack-off occurred which broke down a formation and circulation was lost. Circulation was re-established with 16.0 ppg mud. The mud weight was then raised in stages from 16.2 ppg to give an adequate trip margin to log. Logs were run, after which lost circulation problems again occurred. It took up to January 8 1981 before problems were cured and drilling could commence. The well was drilled with seawater and pre-hydrated bentonite down to 593 m, with seawater/bentonite/native solids from 593 m to 1600 m, and with seawater/Drispac/lignosulphonate from 1600 m to TD.
    No hydrocarbons were encountered in the Danian - Late Cretaceous limestone. Some fluorescence was observed on limestones in the Tor Formation and in the Hidra Formation. Gas-bearing sands of the Ula Formation were encountered. Oil shows were recorded in these sands, generally described as dull yellow fluorescence and slow yellow cut.
    One conventional core was cut from 3143.7 - 3162.0 m in the top of the Ekofisk Formation. One RFT fluid sample was recovered from 4772.2 m in an Ula Formation sandstone unit. The sample consisted of 50% gas-cut mud, where the gas gravity was 0.78 (air = 1). The RFT results indicated pressures too high to be safely tested with the rig equipment and BOP's on the rig at that time.
    The well was suspended on 19 June 1989 pending further evaluation and possible testing.
    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]
    586.00
    4876.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    10314.0
    10370.3
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    17.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4547.0
    [m]
    DC
    OD
    4580.0
    [m]
    DC
    OD
    4583.0
    [m]
    DC
    HRS
    4593.0
    [m]
    DC
    OD
    4596.0
    [m]
    DC
    HRS
    4596.0
    [m]
    DC
    OD
    4608.0
    [m]
    DC
    HRS
    4617.0
    [m]
    DC
    OD
    4620.0
    [m]
    DC
    OD
    4623.0
    [m]
    DC
    HRS
    4626.0
    [m]
    DC
    OD
    4635.0
    [m]
    DC
    HRS
    4647.0
    [m]
    DC
    HRS
    4647.0
    [m]
    DC
    OD
    4666.0
    [m]
    DC
    OD
    4684.0
    [m]
    DC
    OD
    4705.0
    [m]
    DC
    OD
    4721.0
    [m]
    DC
    OD
    4736.0
    [m]
    DC
    OD
    4754.0
    [m]
    DC
    OD
    4760.0
    [m]
    DC
    HRS
    4766.0
    [m]
    DC
    HRS
    4766.0
    [m]
    DC
    OD
    4781.0
    [m]
    DC
    OD
    4785.0
    [m]
    DC
    HRS
    4800.0
    [m]
    DC
    OD
    4803.0
    [m]
    DC
    OD
    4821.0
    [m]
    DC
    OD
    4839.0
    [m]
    DC
    OD
    4852.0
    [m]
    DC
    OD
    4858.0
    [m]
    DC
    OD
    4867.0
    [m]
    DC
    OD
    4873.0
    [m]
    DC
    OD

  • 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
    0.00
    0.00
    30.10.2000 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26
    pdf
    0.96

  • 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
    0.10
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.71
    pdf
    7.45
    pdf
    4.03

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1448
    4836
    CDM
    3781
    4849
    CDM AP
    3784
    4877
    DIL SONIC
    3781
    4784
    FDC CNL
    2896
    4877
    GR
    91
    586
    ISF BHC
    1586
    3794
    ISF BHC MSFL
    4267
    4877
    ISF SONIC GR
    586
    1595
    MPT ML MLL
    3784
    4877
    RFT
    0
    0
    VELOCITY
    586
    4877

  • 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
    153.9
    36
    154.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    585.5
    26
    593.4
    1.40
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1585.9
    17 1/2
    1600.2
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3780.4
    12 1/4
    3799.9
    2.02
    LOT
    LINER
    7
    4872.2
    8 1/2
    4876.8
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    134
    2.12
    71.0
    27.3
    OIL BASED
    22.01.1990
    134
    2.04
    20.0
    19.2
    WATER BASED
    22.01.1990
    149
    2.04
    20.0
    16.8
    WATER BASED
    22.01.1990
    291
    2.04
    20.0
    8.1
    WATER BASED
    22.01.1990
    1006
    1.14
    35.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    1356
    2.04
    20.0
    13.9
    WATER BASED
    22.01.1990
    1443
    1.62
    55.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    1544
    2.04
    19.0
    9.6
    WATER BASED
    22.01.1990
    1582
    2.04
    19.0
    14.4
    WATER BASED
    22.01.1990
    1600
    1.19
    42.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    2065
    1.62
    54.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    3001
    2.04
    21.0
    6.7
    WATER BASED
    22.01.1990
    3120
    1.71
    55.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    3437
    1.71
    52.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    3463
    2.04
    22.0
    9.6
    WATER BASED
    22.01.1990
    3800
    1.73
    45.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    4065
    1.92
    52.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    4163
    1.92
    47.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    4459
    1.92
    56.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    4604
    1.92
    50.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    4785
    1.96
    62.0
    WATER BASED
    02.02.1981
    4862
    2.05
    18.0
    9.1
    WATER BASED
    22.01.1990
    4863
    2.04
    19.0
    9.6
    WATER BASED
    23.01.1990
    4863
    2.04
    55.0
    14.4
    OIL BASED
    25.01.1990
    4863
    2.04
    55.0
    8.1
    OIL BASED
    26.01.1990
    4863
    2.04
    39.0
    14.4
    OIL BASED
    29.01.1990
    4863
    2.04
    34.0
    9.6
    OIL BASED
    29.01.1990
    4863
    2.04
    34.0
    9.6
    OIL BASED
    30.01.1990
    4863
    2.05
    33.0
    10.1
    OIL BASED
    31.01.1990
    4863
    2.05
    33.0
    10.1
    OIL BASED
    01.02.1990
    4863
    2.05
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    24.01.1990
    4863
    2.04
    55.0
    8.1
    OIL BASED
    29.01.1990
    4863
    2.04
    34.0
    9.6
    OIL BASED
    29.01.1990
    4985
    2.01
    47.0
    WATER BASED
    02.02.1981

  • 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