Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/11-8

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.
    2/11-8
    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.
    2/11-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8201 - 244 SP 1307
    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 Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    673-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    100
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.04.1991
    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.
    11.07.1991
    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.
    11.07.1993
    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.
    18.05.2004
    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.
    DRY
    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.
    66.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4584.0
    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).
    4580.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    148
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 8' 8.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 20' 46.64'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6221376.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    521522.54
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1715

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/11-8 was designed to drill on the western part of block 2/11, approximately 2.3 km north of the Norwegian-Danish sector line. The well was located in the western part of the Ål Basin, separated from the Grensen Nose to the west by a series of faults. The primary target was sandstone of Late Jurassic age. Pre-Late Jurassic sandstones, probably Permian, were considered the secondary target. The main objectives for well 2/11-8 were to prove hydrocarbons in the target Formations; to define the reservoir level and reservoir quality adjacent to the Grensen Nose; and to collect geological information important for further reservoir evaluation and geological modelling in the area. Seismic amplitude anomalies were present at 347 m, 435 m, and 597 m. Shallow gas could not be excluded at these levels so an 8 1/2" pilot hole was planned to be drilled. The total depth of the well was planned to be at 4616 m, in igneous rocks of Permian age.
    Operations and results
    Wildcat well 2/11-8 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on April 3 1991 and drilled to a total depth of 4584 m in clastic rocks of Carboniferous to possible Devonian age. The well was drilled with spud mud down to 1018 m, with ANCOQUAT cation polymer mud from 1018 m to 2515 m, with KCl mud from 2515 m to 3717 m, and with HPHT mud from 3717 m to TD.
    The only Late Jurassic (Ryazanian to Volgian) sediments encountered in the well were 3 m of carbonaceous claystone, representing the Mandal Formation of the Tyne Group. The thin Jurassic section rested unconformably on Carboniferous sediments. Poor shows were observed in the Jurassic claystones as well as in carbonaceous claystones between 4265 m to 4335 m in the Carboniferous. A single 10 m core was cut at TD for stratigraphic purposes. The core recovered claystones with minor sandstone interbeds and stringers of limestone and was dated to possible Devonian. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned as a dry hole on 11 July 1991.
    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]
    1020.00
    4582.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4574.0
    4583.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    9.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4574-4579m
    Kjerne bilde med dybde: 4579-4584m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4574-4579m
    4579-4584m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.0
    [m]
    DC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3845.0
    [m]
    DC
    RRI
    3860.0
    [m]
    DC
    RRI
    3875.0
    [m]
    DC
    RRI
    3890.0
    [m]
    DC
    RRI
    3905.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3935.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3965.0
    [m]
    DC
    RRI
    3980.0
    [m]
    DC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI
    4010.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4055.0
    [m]
    DC
    RRI
    4070.0
    [m]
    DC
    RRI
    4085.0
    [m]
    DC
    RRI
    4100.0
    [m]
    DC
    RRI
    4115.0
    [m]
    DC
    RRI
    4130.0
    [m]
    DC
    RRI
    4165.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4180.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4230.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4255.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4263.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4264.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4266.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4267.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4270.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4278.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4280.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4290.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4295.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4300.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4305.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4310.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4313.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4318.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4320.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4327.0
    [m]
    DC
    RRI
    4330.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4335.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4352.0
    [m]
    DC
    RRI
    4355.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4372.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4390.0
    [m]
    DC
    RRI
    4405.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4412.0
    [m]
    DC
    RRI
    4427.0
    [m]
    DC
    RRI
    4430.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4438.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4445.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4450.0
    [m]
    DC
    RRI
    4457.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4480.0
    [m]
    DC
    RRI
    4489.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4500.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4510.0
    [m]
    DC
    RRI
    4515.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4521.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4532.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4540.0
    [m]
    DC
    RRI
    4540.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4552.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4562.0
    [m]
    DC
    RRI
    4562.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4572.0
    [m]
    DC
    RRI
    4574.1
    [m]
    C
    RRI
    4583.9
    [m]
    C
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.55

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.70

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.47
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    17.20

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    4155
    4572
    CST GR
    4155
    4572
    DIL LSS GR SP AMS
    4150
    4581
    DIL LSS LDL GR SP AMS
    999
    2518
    FMS4 AMS
    4150
    4583
    LDL CNL GR CAL AMS
    4150
    4581
    LSS GR
    2497
    4140
    MWD - GR RES DIR
    88
    4298
    MWD - LWD CDR GR DIR
    175
    650
    RFT GR
    4320
    4568
    VDL GR
    1972
    2483
    VDL GR
    3698
    4127
    VSP
    1945
    3845
    VSP
    3675
    4580

  • 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
    174.0
    36
    174.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1000.0
    24
    1015.0
    2.06
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2500.0
    17 1/2
    2515.0
    1.98
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4147.0
    12 1/4
    4164.0
    2.17
    LOT
    OPEN HOLE
    4584.0
    8 1/8
    4584.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    140
    1.05
    WATER BASED
    174
    1.20
    WATER BASED
    216
    1.20
    WATER BASED
    750
    1.60
    19.0
    WATER BASED
    755
    1.08
    WATER BASED
    1015
    1.20
    WATER BASED
    1018
    1.60
    27.0
    WATER BASED
    1376
    1.60
    25.0
    WATER BASED
    1984
    1.60
    39.0
    WATER BASED
    2235
    1.70
    17.0
    WATER BASED
    2259
    1.60
    35.0
    WATER BASED
    2515
    1.60
    27.0
    WATER BASED
    2737
    1.52
    24.0
    WATER BASED
    2958
    1.52
    26.0
    WATER BASED
    3009
    1.52
    23.0
    WATER BASED
    3068
    1.52
    20.0
    WATER BASED
    3080
    1.52
    24.0
    WATER BASED
    3140
    1.51
    24.0
    WATER BASED
    3230
    1.45
    23.0
    WATER BASED
    3245
    1.45
    22.0
    WATER BASED
    3313
    1.45
    22.0
    WATER BASED
    3320
    1.45
    24.0
    WATER BASED
    3484
    1.45
    24.0
    WATER BASED
    3633
    1.45
    21.0
    WATER BASED
    3650
    1.45
    18.0
    WATER BASED
    3687
    1.45
    19.0
    WATER BASED
    3717
    1.50
    19.0
    WATER BASED
    3723
    1.60
    20.0
    WATER BASED
    3748
    1.60
    17.0
    WATER BASED
    3766
    1.60
    20.0
    WATER BASED
    3767
    1.62
    20.0
    WATER BASED
    3819
    1.61
    20.0
    WATER BASED
    3850
    1.60
    20.0
    WATER BASED
    3852
    1.61
    18.0
    WATER BASED
    3884
    1.60
    18.0
    WATER BASED
    3886
    1.60
    19.0
    WATER BASED
    3908
    1.60
    17.0
    WATER BASED
    3972
    1.60
    16.0
    WATER BASED
    3985
    1.60
    16.0
    WATER BASED
    4037
    1.60
    16.0
    WATER BASED
    4085
    1.70
    16.0
    WATER BASED
    4088
    1.60
    16.0
    WATER BASED
    4163
    1.70
    18.0
    WATER BASED
    4170
    1.70
    17.0
    WATER BASED
    4187
    1.70
    19.0
    WATER BASED
    4251
    1.70
    15.0
    WATER BASED
    4276
    1.71
    18.0
    WATER BASED
    4305
    1.70
    17.0
    WATER BASED
    4353
    1.70
    17.0
    WATER BASED
    4353
    1.70
    17.0
    WATER BASED
    4441
    1.80
    18.0
    WATER BASED
    4584
    1.89
    17.0
    WATER BASED