Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/5-1

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.
    2/5-1
    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
    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.
    2/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    41-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    114
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.08.1970
    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.
    22.11.1970
    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.
    22.11.1972
    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.
    02.04.2007
    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).
    27.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3972.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    22
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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 JURASSIC
    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.
    FARSUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 38' 19.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 20' 7.94'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6277378.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    520581.27
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    178

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 2/5-1 is located ca 10 km northeast of the Ekofisk Field. It was drilled on an essentially northwest - southeast striking anticlinal seismic structure extending into the adjacent block 2/4.
    The well is Reference Well for the Ekofisk Formation.
    Operations and results
    Well 2/5-1 was spudded with the jack-up installation Orion on 1 August 1970 and drilled to TD at 3972 m in Late Jurassic shales. At 2997 m cones of the bit was lost in the hole and five days were spent fishing for them. The well was planned vertical, and was essentially vertical with maximum deviation 1.5 deg down to 3238 m. From there deviation increased to 7.1 deg at 3639 m, 12.5 deg at 3821 m, 19.2 deg at 3932 m, and 21.9 deg at 3967 m. The well was drilled with seawater and bentonite down to 381 m and with a Drill aid/XP-20 mud with 3- 6 % diesel from 381 m to TD.
    The Danian limestone (Ekofisk Formation) was encountered at 3041. Then a Late Cretaceous succession was penetrated with chalks of the Tor and Hod Formations at 3132 m and 3475 m, respectively, followed by the Blodøks Formation shales at 3551 m and the Hidra Formation chalk at 3594 m. Commercial quantities of hydrocarbons were encountered and tested in the Ekofisk and Tor Formations. The well also penetrated 133 m of Late Jurassic source rock quality shales. Organic geochemical analyses of these shales showed TOC in the range 2 - 4 % and thermal maturity corresponding to late oil window (%Ro around 0.8), in well position.
    Twenty-three conventional cores were cut in the chalk. Ten were cut in the Ekofisk Formation (75.2 m recovered), and thirteen in the Tor Formation (171.6 m recovered). No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 22 November 1970 as an oil discovery.
    Testing
    One open-hole DST and eight DSTs through liner perforation were performed. The open-hole DST (DST 1) tested the interval 3042 - 3101 m in the Ekofisk Formation. It flowed at maximum 209 Sm3 oil /day. The GOR was 190 and the oil gravity was 41.5 deg API.
    The tests through perforations and after acid stimulation (DST 2 to DST 8) revealed flow rates from individual zones up to 731 Sm3 oil /day. This highest flow was obtained in DST 7 through a 24/64" choke from the interval 3154 - 3191 m in the Tor Formation. The gas/oil ratio and oil gravity in this test were 251 Sm3/Sm3 and 41.9 deg API, respectively.
    <

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    141.43
    3971.54

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    9995.0
    10018.0
    [ft ]
    2
    10021.0
    10034.5
    [ft ]
    3
    10036.0
    10043.0
    [ft ]
    4
    10043.0
    10069.0
    [ft ]
    5
    10069.0
    10101.0
    [ft ]
    6
    10101.0
    10141.0
    [ft ]
    7
    10141.0
    10175.0
    [ft ]
    8
    10175.0
    10204.0
    [ft ]
    9
    10204.0
    10251.0
    [ft ]
    10
    10251.0
    10253.0
    [ft ]
    11
    10291.0
    10314.5
    [ft ]
    12
    10314.5
    10337.0
    [ft ]
    13
    10337.0
    10372.7
    [ft ]
    14
    10387.0
    10415.0
    [ft ]
    15
    10425.0
    10439.0
    [ft ]
    16
    10439.0
    10450.0
    [ft ]
    17
    10450.0
    10479.0
    [ft ]
    18
    10479.0
    10505.0
    [ft ]
    19
    10505.0
    10559.0
    [ft ]
    20
    10559.0
    10616.0
    [ft ]
    21
    10616.0
    10699.0
    [ft ]
    22
    10699.0
    10774.6
    [ft ]
    23
    10789.0
    10878.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    244.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3551.0
    [m]
    DC
    OD
    3560.0
    [m]
    DC
    OD
    3569.0
    [m]
    DC
    OD
    3578.0
    [m]
    DC
    OD
    3587.0
    [m]
    DC
    OD
    3597.0
    [m]
    DC
    OD
    3606.0
    [m]
    DC
    OD
    3615.0
    [m]
    DC
    OD
    3624.0
    [m]
    DC
    OD
    3633.0
    [m]
    DC
    OD
    3642.0
    [m]
    DC
    OD
    3652.0
    [m]
    DC
    OD
    3664.0
    [m]
    DC
    OD
    3673.0
    [m]
    DC
    OD
    3682.0
    [m]
    DC
    OD
    3691.0
    [m]
    DC
    OD
    3703.0
    [m]
    DC
    OD
    3712.0
    [m]
    DC
    OD
    3722.0
    [m]
    DC
    OD
    3731.0
    [m]
    DC
    OD
    3740.0
    [m]
    DC
    OD
    3749.0
    [m]
    DC
    OD
    3758.0
    [m]
    DC
    OD
    3767.0
    [m]
    DC
    OD
    3776.0
    [m]
    DC
    OD
    3786.0
    [m]
    DC
    OD
    3798.0
    [m]
    DC
    OD
    3807.0
    [m]
    DC
    OD
    3816.0
    [m]
    DC
    OD
    3825.0
    [m]
    DC
    OD
    3834.0
    [m]
    DC
    OD
    3844.0
    [m]
    DC
    OD
    3853.0
    [m]
    DC
    OD
    3862.0
    [m]
    DC
    OD
    3871.0
    [m]
    DC
    OD
    3880.0
    [m]
    DC
    OD
    3889.0
    [m]
    DC
    OD
    3898.0
    [m]
    DC
    OD
    3908.0
    [m]
    DC
    OD
    3917.0
    [m]
    DC
    OD
    3926.0
    [m]
    DC
    OD
    3935.0
    [m]
    DC
    OD
    3944.0
    [m]
    DC
    OD
    3953.0
    [m]
    DC
    OD
    3962.0
    [m]
    DC
    OD
    3972.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27
    pdf
    1.79
    pdf
    0.76
    pdf
    2.20

  • 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
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    6.92
    pdf
    23.39
    pdf
    6.61
    pdf
    6.52
    pdf
    5.19

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3042
    3101
    0.0
    2.0
    3274
    3277
    0.0
    4.0
    3244
    3248
    0.0
    5.0
    3285
    3234
    0.0
    6.0
    3225
    3234
    0.0
    7.0
    3154
    3191
    0.0
    8.0
    3043
    3056
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    46.000
    121
    2.0
    4.0
    5.0
    6.0
    7.0
    48.000
    48.000
    8.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    209
    223212
    190
    2.0
    4.0
    425
    612000
    256
    5.0
    145
    6.0
    445
    7.0
    159
    203838
    228
    8.0
    230
    65000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    378
    3968
    CAL
    378
    1600
    CBL
    110
    3311
    DLL
    3043
    3967
    FDC GR
    1591
    3972
    GR
    122
    378
    HDT
    1591
    3971
    IES
    278
    3971
    MLL-C
    3043
    3362
    NL CCL
    2988
    3311
    VELOCITY
    378
    3968

  • 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
    127.0
    36
    128.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    378.0
    26
    378.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1591.0
    17 1/2
    1601.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3045.0
    12 1/4
    3055.0
    0.00
    LOT
    PROD.
    7
    3327.0
    8 1/2
    3973.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    141
    1.14
    40.0
    seawater
    2017
    1.56
    waterbased
    3081
    1.71
    45.0
    waterbased
    3580
    1.63
    50.0
    waterbased
    3811
    1.63
    44.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    10000.00
    [ft ]
    10010.00
    [ft ]
    10018.00
    [ft ]
    10407.00
    [ft ]