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

2/5-11

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.
    2/5-11
    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
    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.
    2/5-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    STTM-94 INLINE 1222 & CROSSLINE 1490
    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.
    Norsk Agip AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    905-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    70
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.09.1997
    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.
    14.11.1997
    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.
    14.11.1999
    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.
    29.05.2002
    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.
    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).
    39.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    64.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3550.0
    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).
    3550.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    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 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° 42' 16.23'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 23' 1.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6284699.93
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    523500.09
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3084

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/5-11 was drilled primarily to explore the Sørimne prospect located in the southwestern part of PL 067, which is north of the existing Tor field. The prospect was a stratigraphic chalk play thought to be separate from the hydrocarbon-bearing formation in the nearby well 2/5-7. The main purpose for drilling the well 2/5-11 was to test the hydrocarbon potential within the Maastrichtian Tor formation. A secondary target was to test the hydrocarbon potential in the Ekofisk Formation Tjatse prospect.
    Operations and results
    The 2/5-11 well was spudded on 6 September 1997. "Transocean Nordic", a Jack-Up Rig, was used to drill and abandon the well. Operations took 20 days longer than planned. Main reasons for the extended time were 2 days of unplanned coring and 9 days waiting on weather. The well was drilled to a total depth of 3550 m in the Tor formation in the chalk. High viscosity bentonite mud was used to 780 m. From 780 m to TD the well was drilled water based with various combinations of KCl, polymer, PAC, and glycol.
    The expected reservoir was encountered at 3362 m, 2 m deeper than prognosed. A FMT fluid sample containing mainly mud filtrate, some gas and small amounts of floating scummy oil was taken at 3444.3 m. An extensive logging program was employed to evaluate the Chalk sequence. After logging was completed, the logging information indicated that hydrocarbons were present and down hole testing was performed. Testing the well in two zones showed that, although hydrocarbons were present, there was a high content of water. Four cores were cut, one in the Ekofisk Formation (3312 m - 3330 m), one across the Ekofisk - Tor boundary (3330 m - 3366 m), and two in the Tor Formation (3393 m - 3419 m and 3418 m - 3465 m). The well was permanently plugged and abandoned as an oil discovery.
    Testing
    Two tests were performed in the well. Test 1 in interval 3363 - 3381 m in the Tor Formation produced a total of 3.8 Sm3 of 38.7 API gravity oil with a Bottom Sediments and Water percentage (BSW) close to 94%. Test 2 in interval 3289 - 3329 m in the Ekofisk Formation involved an acid job to improve recovery. Before the acid job the test produced a total of 12.8 Sm3 of 38.7& API gravity oil with a BSW of 45%. After the acid job the test produced a total of 92 Sm3 oil of 37.1 API gravity with a BSW close to 90%.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    290.00
    3550.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3312.0
    3330.0
    [m ]
    2
    3330.0
    3366.0
    [m ]
    3
    3393.0
    3418.0
    [m ]
    4
    3419.0
    3465.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    125.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3312-3317m
    Kjerne bilde med dybde: 3317-3322m
    Kjerne bilde med dybde: 3322-3327m
    Kjerne bilde med dybde: 3327-3330m
    Kjerne bilde med dybde: 3330-3335m
    3312-3317m
    3317-3322m
    3322-3327m
    3327-3330m
    3330-3335m
    Kjerne bilde med dybde: 3335-3340m
    Kjerne bilde med dybde: 3340-3345m
    Kjerne bilde med dybde: 3345-3350m
    Kjerne bilde med dybde: 3350-3355m
    Kjerne bilde med dybde: 3355-3360m
    3335-3340m
    3340-3345m
    3345-3350m
    3350-3355m
    3355-3360m
    Kjerne bilde med dybde: 3360-3365m
    Kjerne bilde med dybde: 3365-3366m
    Kjerne bilde med dybde: 3393-3398m
    Kjerne bilde med dybde: 3398-3403m
    Kjerne bilde med dybde: 3403-3408m
    3360-3365m
    3365-3366m
    3393-3398m
    3398-3403m
    3403-3408m
    Kjerne bilde med dybde: 3408-3413m
    Kjerne bilde med dybde: 3413-3418m
    Kjerne bilde med dybde: 3419-3424m
    Kjerne bilde med dybde: 3424-3429m
    Kjerne bilde med dybde: 3429-3434m
    3408-3413m
    3413-3418m
    3419-3424m
    3424-3429m
    3429-3434m
    Kjerne bilde med dybde: 3434-3439m
    Kjerne bilde med dybde: 3439-3444m
    Kjerne bilde med dybde: 3444-3449m
    Kjerne bilde med dybde: 3449-3454m
    Kjerne bilde med dybde: 3454-3459m
    3434-3439m
    3439-3444m
    3444-3449m
    3449-3454m
    3454-3459m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3464m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3465m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3459-3464m
    3464-3465m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    3381.00
    3363.00
    28.10.1997 - 21:45
    YES
    DST
    DST2
    0.00
    0.00
    03.11.1997 - 01:30
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    104
    1752
    3076
    3076
    3086
    3096
    3181
    3203
    3203
    3362

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    112.06

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3381
    3363
    19.0
    2.0
    3329
    3289
    18.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    46.240
    131
    2.0
    47.200
    129
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    4
    0.829
    2.0
    12
    0.800
    120

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MLL MAC CAL GR
    3215
    3547
    FMT GR
    0
    0
    LWD DPR
    207
    3550
    SBT GR CCL
    3055
    3493
    STAR ORIT DGR
    3220
    3535
    VSP CST
    0
    0
    ZDL CN DPIL HDIL SL
    3215
    3529

  • 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
    207.0
    36
    208.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    770.0
    26
    772.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2013.0
    17 1/2
    2020.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3220.0
    12 1/4
    3225.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3550.0
    8 1/2
    3550.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    220
    1.20
    14.0
    GEL/DW
    230
    1.03
    8.0
    SW/GEL
    254
    1.03
    6.0
    SW/GEL
    283
    1.03
    10.0
    DW/GEL
    552
    1.18
    6.0
    DW PHB
    775
    1.30
    37.0
    KCL/POLYMER
    775
    1.13
    5.0
    SW-GEL
    1243
    1.39
    22.0
    KCL/POLYMER
    2020
    1.55
    32.0
    KCL/SW
    2020
    1.55
    32.0
    KCL/POLYMER
    2168
    1.64
    38.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2550
    1.68
    49.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2791
    1.70
    50.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2999
    1.68
    49.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2999
    1.51
    29.0
    PAC-GLYCOL
    3120
    1.70
    48.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    3195
    1.50
    28.0
    PAC/GLYCOL
    3225
    1.70
    43.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    3229
    1.60
    57.0
    FW/PAC/GLYCOL
    3248
    1.57
    48.0
    FW/PAC/GLYCOL
    3330
    1.55
    30.0
    PAC
    3356
    1.54
    28.0
    PAC POLYMER
    3356
    1.50
    28.0
    PAC/GLYCOL
    3360
    1.54
    29.0
    PAC-GLYCOL
    3386
    1.55
    29.0
    PAC
    3550
    1.54
    33.0
    PAC
    3550
    1.52
    29.0
    PAC-GLYCOL
    3556
    1.54
    30.0
    PAC POLYMER

  • 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