Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/5-9

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.
    2/5-9
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    2/5-9
    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.
    697-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    131
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.09.1991
    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.
    18.01.1992
    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.
    18.01.1994
    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
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    69.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5460.0
    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).
    5443.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    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.
    HAUGESUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 32' 7.18'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 33' 13.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6265939.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    534057.55
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1834

  • Brønnhistorie
    Well 2/5-9 is located in the vicinity of the 2/5-3 Sørøst Tor and the 2/5-4discoveries on the Steinbit Terrace in the southern North Sea. The main objective was to test the hydrocarbon potential of the Late Jurassic sands in a rotated fault block, designated as the Magne structure. Secondary objectives were to determine the reservoir quality of any sand prone intervals penetrated in the well, to determine the Jurassic stratigraphy in this easterly part of the Central Graben, and to establish seismic well ties into prospective acreage surrounding the Magne prospect.
    Operations and results
    Wildcat well 2/5-9 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 10 September 1991 and drilled to TD at 5460 m (5443 m TVD) in the Late Jurassic Haugesund Formation. Pore pressure reached a maximum estimated value of 15.9 ppg at TD. The well was kept vertical down to 4350 m, where angle started to build up to a maximum of 12.5 deg deviation at 4744 m. The deviation at TD was 10.4 deg. The well took 131 days to to complete, from spud to abandonment. A total of 36.8 days was unscheduled events, of which rig repair, malfunction of drilling equipment, and hole problems were the major contributors. Also an additional deepening from the authorized TD at 5337 m to 5460 m in order to penetrate a reflector identified by wire line seismic logging (QSST checkshot) increased the pre-drill schedule. The well was drilled with seawater and bentonite pills down to 960 m, with KCl polymer mud from 960 m to 2880 m, and with PHPA/KCl polymer mud from 2880 m to TD. No shallow gas zones were penetrated in the well.
    The top Rogaland at 3126 m and top Shetland Group at 3259 m came in 10 m and 17 m shallow to prognosis, respectively. The top Early Cretaceous at 4083 m came in 64 m shallow to prognosis and was 54 in thick, 31 m thicker than prognosed. The top Jurassic Tyne Group came in at 4137 m, 33 m shallow to prognosis, and after that a total of 1323m of Jurassic section were penetrated without encountering any sandstone. The Mandal Formation and uppermost section of the Farsund Formation were absent, represented by the Base Cretaceous unconformity.
    In the Nordland and Hordaland Groups very poor oil shows were noted in silty claystones and shales at 1215 - 1250 m and at 2740 - 2800, respectively. An oil bearing section of 33.5 m consisting of interbedded marly limestones, claystones and thin sandstone stringers was encountered at 4074 - 4107.5 m in the lowermost Shetland Group and uppermost Cromer Knoll Group. Good shows were recorded in the section, but it was tight and non-productive with a net pay of only 8.6 m. Weak shows were recorded also throughout the shales of the Tyne Group, but these are interpreted as in-situ generated hydrocarbons typical of these source rocks, when sufficiently buried.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 18 January 1992 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]
    970.00
    5460.00

  • 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
    187.0
    36
    190.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    950.0
    26
    960.0
    1.75
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2872.0
    17 1/2
    2880.0
    2.02
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4515.0
    12 1/4
    4525.0
    2.23
    LOT
    OPEN HOLE
    5460.0
    8 1/2
    5460.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMS GR
    2872
    4532
    FMS GR
    4518
    5342
    GR CNL LDL
    4518
    5342
    GR DLL LSS
    950
    2880
    GR LDL CNL NGT AS
    2872
    4532
    GR MSFL DLL LDL AS
    2872
    4150
    GR MSFL PIL
    4000
    4532
    GR PIL AS
    4518
    5342
    GR PIL AS
    5275
    5468
    QSST
    1022
    2875
    QSST
    3978
    4500
    QSST
    4500
    5320
    RFT
    3342
    4314
    WA VSP
    2422
    2650
    ZO VSP
    2592
    4140

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.97

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.67
    pdf
    2.79

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.70
    pdf
    23.95

  • 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
    0.62
    pdf
    0.29

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    96
    1.03
    WATER BASED
    145
    1.20
    10.0
    WATER BASED
    190
    1.20
    10.0
    WATER BASED
    960
    1.02
    WATER BASED
    1903
    1.53
    31.0
    WATER BASED
    1909
    1.62
    25.0
    WATER BASED
    2108
    1.62
    26.0
    WATER BASED
    2185
    1.62
    38.0
    WATER BASED
    2233
    1.70
    46.0
    WATER BASED
    2347
    1.72
    37.0
    WATER BASED
    2416
    1.70
    50.0
    WATER BASED
    2423
    1.70
    38.0
    WATER BASED
    2849
    1.74
    64.0
    WATER BASED
    2880
    1.74
    25.0
    WATER BASED
    2880
    1.75
    24.0
    WATER BASED
    2897
    1.67
    18.0
    WATER BASED
    3070
    1.68
    27.0
    WATER BASED
    3730
    1.61
    24.0
    WATER BASED
    3860
    1.61
    30.0
    OIL BASED
    3978
    1.74
    31.0
    WATER BASED
    4090
    1.80
    33.0
    WATER BASED
    4150
    1.80
    32.0
    WATER BASED
    4171
    1.80
    30.0
    WATER BASED
    4225
    1.80
    31.0
    WATER BASED
    4372
    1.80
    24.0
    WATER BASED
    4437
    1.84
    25.0
    WATER BASED
    4438
    1.74
    17.0
    WATER BASED
    4485
    1.78
    22.0
    WATER BASED
    4485
    1.82
    26.0
    WATER BASED
    4525
    1.79
    23.0
    WATER BASED
    4525
    1.78
    24.0
    WATER BASED
    4591
    1.78
    21.0
    WATER BASED
    4641
    1.79
    20.0
    WATER BASED
    4730
    1.08
    17.0
    WATER BASED
    4732
    1.79
    20.0
    WATER BASED
    4959
    1.85
    18.0
    WATER BASED
    5031
    1.85
    19.0
    WATER BASED
    5147
    1.91
    21.0
    WATER BASED
    5194
    1.92
    21.0
    WATER BASED
    5280
    1.92
    24.0
    WATER BASED
    5337
    1.92
    29.0
    WATER BASED
    5460
    1.98
    25.0
    WATER BASED