2/7-30

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	2/7-30
  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	lenke til kart
  Hovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.	NORTH SEA
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	2/7-30
  Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	EGDAR-ROW 341 COLONNE 1554
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	018
  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.	803-L
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	MÆRSK GUARDIAN
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	43
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	27.02.1995
  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.	10.04.1995
  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.	10.04.1997
  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.	26.10.2009
  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 SHOWS
  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
  Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	43.0
  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").	3478.0
  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).	3477.0
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	3.6
  Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	121
  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.	HOD FM
  Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
  NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	56° 26' 22.49'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 16' 25.5'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6255178.06
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	516879.70
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	2394

• Brønnhistorie

  General

  Well 2/7-30 was drilled on the Edgar prospect in the Feda Graben ca 4 km north-east of the Eldfisk Field in the southern North Sea. The objective was to test a combined structural/stratigraphic play first identified on seismic data as a high-amplitude anomaly within the Late Cretaceous (Maastrichtian) Tor Formation. The primary target for the 2/7-30 well was the upper Tor Formation as defined through seismic inversion modelling of the anomaly. The Paleocene (Danian) Ekofisk Formation was regarded as a secondary target, with two possible productive intervals, an upper zone of reworked Danian chalk and a lower zone dominated by reworked Maastrichtian deposits.

  Operations and results

  Wildcat well 2/7-30 was spudded with the jack-up installation Maersk Guardian on 27 February 1995 and drilled to TD at 3478 m in the Late Cretaceous Hod Formation. No significant problem was encountered in the operations. Coring in the well was performed with a "Security/DBS coring system" where the inner barrel is oil filled. Apparently the base oil in this system have contaminated some of the organic geochemical data from the cores from the well. The well was drilled with seawater and bentonite/native clay down to 469 m and with a KCl/Pac/Glycol mud from 469 m to TD.

  The top Ekofisk Formation was encountered at 3150.1 m wire line depth, which was 17.4 m higher than prognosed. Both the upper and lower allochthonous intervals in Ekofisk Formation proved water wet, despite some fair shows observed during drilling/coring. Porosity up to 25-28% and permeability close to 1 mD was obtained in these intervals. No pressure data or formation fluid samples were collected due to the low permeabilities. Geochemical analysis of residual oil from the core samples concluded that the Egdar oil is similar to the oil in the Eldfisk Bravo structure. The primary target, top Tor Formation, was encountered at 3241.9 m, 12.2 m high to prognosis. A 36.6 m thick section with porosity of 30-35% (average 31 %) and permeabilities of 1-4 mD was penetrated. There was an isolated show of oil at 3248.6 m; otherwise the Tor Formation was devoid of hydrocarbons. The pressure measurements fell on a water gradient and were 200-300 psi (13.6 - 20.4 bar) lower than the initial pressure estimate for Eldfisk Field at comparable depth. It is likely that the upper Tor Formation on Egdar is in pressure communication with the Eldfisk Bravo structure. No porous intervals or shows were encountered in the Hod Formation.

  A total of 125.3 m core was cut in 6 cores from 3140.0 m in the lower Vale Formation, through the entire Ekofisk Formation and terminated at 3276.0 m in the base of the porous Tor Formation interval. No wire line fluid samples were taken due to the low permeabilities encountered in the chalk sections.

  The well was permanently abandoned on 10 April 1995 as a dry well with shows.

  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]
  472.00	3477.00

• Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
  1	10302.0	10363.6	[ft ]
  2	10363.6	10454.6	[ft ]
  3	10454.6	10545.0	[ft ]
  4	10545.0	10602.6	[ft ]
  5	10602.0	10623.0	[ft ]
  6	10658.0	10748.3	[ft ]

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Total kjerneprøve lengde [m]	125.5

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

• Kjernebilder

  Kjernebilder

  10302-10317ft	10317-10332ft	10332-10347ft	10347-10362ft	10362-10363ft
  10363-10378ft	10378-10393ft	10393-10408ft	10408-10423ft	10423-10438ft
  10438-10453ft	10453-10454ft	10454-10469ft	10469-10484ft	10484-10499ft
  10499-10514ft	10514-10529ft	10529-10544ft	10544-10545ft	10545-10560ft
  10560-10575ft	10575-10590ft	10590-10602ft	10602-10617ft	10617-10623ft
  10658-10673ft	10673-10688ft	10688-10703ft	10703-10718ft	10718-10733ft
  10733-10748ft

• Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

  Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

  Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
  10250.0	[ft]	DC
  10270.0	[ft]	DC
  10302.0	[ft]	C
  10605.0	[ft]	C

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  114	NORDLAND GP
  1765	HORDALAND GP
  3012	ROGALAND GP
  3012	BALDER FM
  3025	SELE FM
  3081	LISTA FM
  3130	VÅLE FM
  3150	SHETLAND GP
  3150	EKOFISK FM
  3242	TOR FM
  3326	HOD FM

• Geokjemisk informasjon

  Geokjemisk informasjon

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  2394_1	pdf	0.13
  2394_2	pdf	2.20

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  2394_2_7_30_COMPLETION_REPORT_AND_LOG	pdf	65.25

• Logger

  Logger

  Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
  AIT LDL CNL GR AMS	10286	11420
  CBL VDL GR CCL	360	5686
  CST	10640	11407
  DLL MSFL DSI NGT AMS	10286	11356
  FMS GR AMS	10286	11430
  LDL GPIT DSI ACTS GR	5015	10287
  MDT GR AMS	10356	11184
  MWD LWD - CDR RES GR DIR	662	10288
  VSP	2100	11425

• 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	209.0	36	210.0	0.00	LOT
  SURF.COND.	20	462.0	26	465.0	0.00	LOT
  INTERM.	13 3/8	1529.0	17 1/2	1530.0	0.00	LOT
  INTERM.	9 5/8	3136.0	12 1/4	3140.0	0.00	LOT
  OPEN HOLE		3477.0	8 1/2	3477.0	0.00	LOT

• Boreslam

  Boreslam

  Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
  184	1.20	22.0		WATER BASED
  469	1.20	8.0		WATER BASED
  1462	1.49	35.0		WATER BASED
  1534	1.49	33.0		WATER BASED
  2887	1.74	47.0		WATER BASED
  3079	1.74	15.0		WATER BASED
  3140	1.58	30.0		WATER BASED
  3232	1.56	35.0		WATER BASED
  3478	1.56	37.0		WATER BASED

• 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]
  2394_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.21