Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/5-10 A

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.
    2/5-10 A
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/5-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SH 8903-103 SP. 370/SH 82-411 SP. 484
    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.
    769-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    30
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.08.1993
    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.
    25.09.1993
    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.
    25.09.1995
    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 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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    65.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4715.0
    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).
    4676.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    34.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    162
    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.
    TRIASSIC
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 41' 21.66'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 29' 27.32'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6283054.46
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    530071.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2194

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 2/5-10 is located in the Central Graben on the Steinbit Terrace. The well was drilled with Late Jurassic sandstone of Oxfordian age, in a combination trap with structural and dip closing elements, as the primary target. Secondary targets were the Middle Jurassic Bryne Formation in the same combination trapping configuration, while the Late Cretaceous Chalk and the Lower Cretaceous Cromer Knoll Group were stratigraphic trap targets. After reaching TD evaluation of the cores and electric logs concluded that a fault had been intercepted within the main Jurassic target, justifying a sidetrack in search of a better pay zone. Well 2/5-10 was therefore plugged back in and well 2/5-10 A sidetracked.
    Operations and results
    Well 2/5-10 was spudded with the semi-submersible installation "Polar Pioneer" on 23 May 1993 and drilled to TD at 4701 m in rocks of the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with sea water and hi-vis sweeps down to 865 m, with KCl/Polymer mud from 865 m to 4235 m, and with HPHT/Polymer mud from 4235 m to TD. Shallow gas was encountered after drilling the 8 1/2" pilot hole, prior to opening up the hole to 26" and running 20" casing. In order to ensure a good 20" casing cement job without compromising rig safety it was decided to plug back the gas bearing zone and set 20" casing at 509m, 291m shallower than originally planned 800m. To avoid gas migration the cement slurries for the 20" and 13 3/8" were redesigned with gas tight cement (microblock added).
    Top reservoir was encountered at 4582 m, 174 m deeper than prognosis due to complex geology and higher than expected shale interval velocities in the Late Jurassic. The main part of the Late Jurassic sandstone target was removed by faulting, and Triassic strata were encountered 5 m below top reservoir through a fault plane. The Late Jurassic sandstone was highly affected by the faulting, and the reservoir quality was poor. The secondary target Middle Jurassic Bryne Formation was not present. The Smith Bank Formation was encountered 5 m below top reservoir through a fault plane. A small hydrocarbon accumulation was found in the main target Late Jurassic Oxfordian age sandstone. Weak shows were encountered also in the Chalk and in the Vestland Group.
    Two conventional cores were cut from 4575 m in the Late Jurassic sandstone and down to 4591 m in the Smith Bank Formation. Two samples collected at 4594.3 m and 4583.1 m in the Vestland Group during the MDT run contained weak hydrocarbon shows, a discontinuous film of oil in sample #1 and gas traces in sample #2. Because of a failure of the MDT tool's equalization valve, a leakage between the two chambers was considered likely and therefore the location of these hydrocarbon shows is doubtful. However they should more likely be attributed to the top part of the Late Jurassic SST as confirmed by the sample #3 collected in the following RFT run which contained at 4594.3 m (same depth as sample #1) formation water. Only mud filtrate was finally recovered in the sample #4 taken at 4614 m. Well bore 2/5-10 was subsequently plugged back and permanently abandoned on 26 August 1993 as a well with shows.
    Sidestep 2/5-10 A was kicked off from 4306 m in 2/5-10 on 27 August 1993 and was drilled to a total depth of 4715 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with HPHT/polymer mud from kick-off to TD. The expected reservoir was encountered at 4616 m with a thickness of 57 m and with poor to medium reservoir characteristics. The shows encountered were poor, and no hydrocarbons could be extracted using downhole testing tools. Three conventional cores were cut in the Late Jurassic sandstone from 4612 m to 4640.1 m. Four RFT samples collected at 4619 m, 4624.1 m, 4630 m and 4657 m contained formation water and mud filtrate with only traces of oil. Sidetrack 2/5-10 A was permanently plugged and abandoned on 25 September 1993 as a 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]
    4295.00
    4715.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4612.0
    4620.8
    [m ]
    2
    4621.5
    4631.4
    [m ]
    3
    4631.4
    4640.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4612-4617m
    Kjerne bilde med dybde: 4612-4620m
    Kjerne bilde med dybde: 4621-4626m
    Kjerne bilde med dybde: 4626-4631m
    Kjerne bilde med dybde: 4631-4631m
    4612-4617m
    4612-4620m
    4621-4626m
    4626-4631m
    4631-4631m
    Kjerne bilde med dybde: 4631-4636m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4631-4636m

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.09

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.95
    pdf
    1.44
    pdf
    0.93

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.05
    pdf
    50.05

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT BHC MSFL GR AMS
    4219
    4715
    CBL VDL GR
    2100
    4219
    CST GR
    4230
    4704
    LDL CNL NGS FMS AMS
    4219
    4711
    MDT-PO GR
    4617
    4688
    MWD - DIR
    4292
    4318
    MWD - GR DIR
    4318
    4631
    MWD - GR RAR RPD DIR
    4640
    4715
    VSP
    3000
    4715

  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    4217.0
    12 1/4
    4217.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4715.0
    8 3/8
    4715.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    4215
    2.06
    39.0
    WATER BASED
    4301
    2.02
    33.0
    WATER BASED
    4312
    2.02
    36.0
    WATER BASED
    4318
    2.04
    36.0
    WATER BASED
    4394
    2.02
    35.0
    WATER BASED
    4430
    2.02
    37.0
    WATER BASED
    4460
    2.02
    37.0
    WATER BASED
    4500
    2.02
    39.0
    WATER BASED
    4598
    2.02
    40.0
    WATER BASED
    4612
    2.02
    39.0
    WATER BASED
    4631
    2.04
    38.0
    WATER BASED
    4640
    2.02
    36.0
    WATER BASED
    4679
    2.06
    35.0
    WATER BASED
    4715
    2.06
    35.0
    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]
    pdf
    0.22