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

2/7-29

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.
    2/7-29
    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.
    2/7-29
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BPN 10-500 X LINE 1170
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    765-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    111
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.09.1993
    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.
    06.01.1994
    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.
    06.01.1996
    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.
    24.09.2003
    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.
    ELDFISK FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    42.2
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    72.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4900.0
    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).
    4893.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    170
    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.
    EARLY 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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 18' 43.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 4' 55.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6240959.65
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    505074.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2124

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-29 was the second commitment well on licence PL 145. The primary objective was to establish the presence, quality and fluid content of Jurassic sandstones in Prospects JU2 and JU7 via cores and wire line logs and to evaluate their productivity and fluid properties if hydrocarbon bearing. The pre-Cretaceous was to be accurately dated via biostratigraphy. The secondary objective was to verify the presence, quality and fluid content of Permian sandstones in Prospect P2, and if possible to test the margin of the Jurassic JU2-B Prospect located stratigraphically between JU2 and JU7.
    Operations and results
    Exploration well 2/7-29 was spudded with the jack-up installation "Maersk Guardian" on 18 September 1993 and drilled to TD at 4900 m in mudstones of the Permian Rotliegend Group. A 9 7/8"pilot hole was drilled to 310 m before opening to 36" to evaluate possible shallow gas. No shallow gas was observed and the 30" casing was set at 302 m. A further 9 7/8" pilot hole was drilled to 1155 m before opening to 26" and the 20" casing set at 1146 m. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 310 m, with bentonite mud from 310 m to 1153 m, and with synthetic oil (ester) based "AQUAMUL B II EBM" mud from 1153 m to TD.
    Hydrocarbons were encountered in 129m of gross (49m net) sandstone in the JU2 prospect (Eldfisk Fm.), the shallower of the Jurassic prospects. Log evaluation established an Oil-Down-To at 4530 m TVDSS. Mean porosities of 12% and permeability in the range 0.01 to 80 mD were measured from core and log data over the pay zone. The mean reserves for the discovery are estimated at 9.3mmbbl (1.48mmcum). Two sand intervals of 12.5 and 19m gross thickness were encountered in the JU7 target. The upper interval contained hydrocarbons. A gross sandstone thickness of 46m was encountered in the Early Permian, although no hydrocarbons were present.
    A total of seven cores were cut, five in the Jurassic JU2 sandstone (Eldfisk Fm.), one in the Jurassic JU7 sandstone (Eldfisk Fm.) and one in the Permian P2 Rotliegend sandstone. JU2 was cored from 4474 to 4549 m and had moderate to good shows to 4539 m. However, two logging runs with the Schlumberger MDT tool showed the JU2 formation to be generally tight.
    JU7 was cored from 4684 to 4703 m and was found to grade to siltstone below 4688 m. Minor shows were present in the sandstone above this depth but from the MDT runs the formation was found to be tight. The Permian P2 Rotliegend sandstone was cored from 4853 m to 4872 m but did not contain hydrocarbons. This formation also proved tight from the second MDT logging run. Two PVT samples and a one-gallon dead-oil sample were obtained in JU2. The one-gallon sample proved to be oil when emptied at well site.
    The well was permanently abandoned as an oil discovery on 6 January 1994.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4474.0
    4483.6
    [m ]
    2
    4483.6
    4501.3
    [m ]
    3
    4501.3
    4519.0
    [m ]
    4
    4519.0
    4538.0
    [m ]
    5
    4538.0
    4548.8
    [m ]
    6
    4684.1
    4703.3
    [m ]
    7
    4853.0
    4872.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    113.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4474-4479m
    Kjerne bilde med dybde: 4479-4483m
    Kjerne bilde med dybde: 4483-4488m
    Kjerne bilde med dybde: 4488-4493m
    Kjerne bilde med dybde: 4493-4498m
    4474-4479m
    4479-4483m
    4483-4488m
    4488-4493m
    4493-4498m
    Kjerne bilde med dybde: 4498-4501m
    Kjerne bilde med dybde: 4501-4506m
    Kjerne bilde med dybde: 4506-4511m
    Kjerne bilde med dybde: 4511-4516m
    Kjerne bilde med dybde: 4516-4519m
    4498-4501m
    4501-4506m
    4506-4511m
    4511-4516m
    4516-4519m
    Kjerne bilde med dybde: 4519-4524m
    Kjerne bilde med dybde: 4524-4529m
    Kjerne bilde med dybde: 4529-4534m
    Kjerne bilde med dybde: 4534-4538m
    Kjerne bilde med dybde: 4538-4543m
    4519-4524m
    4524-4529m
    4529-4534m
    4534-4538m
    4538-4543m
    Kjerne bilde med dybde: 4543-4548m
    Kjerne bilde med dybde: 4548-4549m
    Kjerne bilde med dybde: 4684-4689m
    Kjerne bilde med dybde: 4689-4694m
    Kjerne bilde med dybde: 4694-4699m
    4543-4548m
    4548-4549m
    4684-4689m
    4689-4694m
    4694-4699m
    Kjerne bilde med dybde: 4699-4703m
    Kjerne bilde med dybde: 4853-4858m
    Kjerne bilde med dybde: 4858-4863m
    Kjerne bilde med dybde: 4863-4868m
    Kjerne bilde med dybde: 4868-4872m
    4699-4703m
    4853-4858m
    4858-4863m
    4863-4868m
    4868-4872m

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.43

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    34.83

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    4225
    4371
    DIL AS CAL GR
    3126
    4371
    DIL AS GR
    71
    3133
    DIL MSFL GR
    4363
    4906
    DSI LDL CNL GR
    4363
    4892
    MDT GR
    4491
    4688
    MDT GR
    4491
    4868
    MWD
    114
    308
    MWD
    309
    3130
    MWD
    3308
    3483
    MWD - LWD CDR
    114
    310
    MWD - LWD CDR
    309
    1154
    MWD - LWD CDR
    3140
    3308
    MWD - LWD CDR
    3483
    4900
    OBDT GR
    4363
    4907
    VSP
    1160
    4880

  • 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
    302.0
    36
    310.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1146.0
    26
    1155.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3124.0
    17 1/2
    3130.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    4356.0
    12 1/4
    4366.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4900.0
    8 3/8
    4900.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    301
    1.05
    WATER BASED
    308
    1.08
    WATER BASED
    554
    1.11
    8.0
    WATER BASED
    949
    1.81
    20.0
    WATER BASED
    1148
    1.15
    5.0
    WATER BASED
    1153
    1.17
    5.0
    OIL BASED
    2028
    1.60
    49.0
    OIL BASED
    2259
    1.59
    48.0
    OIL BASED
    2498
    1.60
    48.0
    OIL BASED
    2705
    1.59
    46.0
    OIL BASED
    2812
    1.60
    47.0
    OIL BASED
    3013
    1.81
    22.0
    WATER BASED
    3130
    0.00
    OIL BASED
    3138
    1.62
    51.0
    OIL BASED
    3308
    1.61
    44.0
    OIL BASED
    3457
    1.62
    43.0
    OIL BASED
    3483
    1.62
    45.0
    OIL BASED
    3738
    1.62
    50.0
    OIL BASED
    3843
    1.62
    50.0
    OIL BASED
    3901
    1.62
    46.0
    OIL BASED
    4009
    1.62
    47.0
    OIL BASED
    4224
    1.62
    48.0
    OIL BASED
    4274
    1.81
    24.0
    WATER BASED
    4291
    1.81
    61.0
    OIL BASED
    4352
    1.81
    56.0
    OIL BASED
    4366
    1.81
    61.0
    OIL BASED
    4366
    1.82
    50.0
    OIL BASED
    4366
    1.82
    53.0
    OIL BASED
    4387
    1.82
    67.0
    OIL BASED
    4395
    1.87
    67.0
    OIL BASED
    4501
    1.87
    60.0
    OIL BASED
    4519
    1.87
    59.0
    OIL BASED
    4574
    1.87
    59.0
    OIL BASED
    4599
    1.87
    61.0
    OIL BASED
    4684
    1.87
    68.0
    OIL BASED
    4703
    1.87
    62.0
    OIL BASED
    4900
    1.90
    67.0
    OIL BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4544.00
    [m ]
    4540.65
    [m ]
    4532.00
    [m ]
    4529.65
    [m ]
    4523.30
    [m ]
    4517.65
    [m ]
    4514.00
    [m ]
    4508.85
    [m ]
    4506.00
    [m ]
    4504.05
    [m ]
    4500.80
    [m ]
    4493.35
    [m ]
    4490.70
    [m ]
    4487.85
    [m ]
    4482.65
    [m ]
    4477.65
    [m ]

  • 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