Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/5-12

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.
    2/5-12
    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
    Pressemelding
    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.
    2/5-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    STTM-94 Inline 1184 Crossline 1515
    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.
    Amerada Hess Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1022-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    86
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.11.2001
    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.
    22.02.2002
    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.
    22.02.2004
    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.
    27.02.2004
    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.
    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).
    39.3
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    58.4
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4153.0
    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).
    4152.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    130
    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° 43' 18.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 34' 50.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6286710.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    535545.53
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4433

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/5-12 is located ca 15 km northeast of the TOR field on the Steinbit Terrace in the Central Graben. The objective of drilling well 2/5-12 was to test the hydrocarbon potential of the Upper Jurassic section within a four-way dip closure. A thick wedge of Jurassic deposits was identifiable from seismic. Mapping suggested the reason for the thickened section was due to an influx of sand from the shelf to the northeast. The primary target horizons were the R 1 and R 2 units within the Upper Jurassic Farsund Formation. These were thought to be lateral equivalents of the Gyda Sandstone seen in wells 2/2-1 and 2/2-4. The reservoir was thought to be sealed by Upper Jurassic shales. The four-way dip closure was formed during the Late Cretaceous to Palaeocene by inversion of a Jurassic fault. Subsequently it was covered by Palaeocene and younger post-rift sag sediments. The structure onlaps Late Cretaceous shales and chalks.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the jack-up installation Transocean Nordic on 24 November 2001 and drilled to TD in the Late Jurassic Farsund Formation. The well was drilled with seawater and gel sweeps down to 954 m, with KCl/Glycol mud from 954 m to 2381 m, and with XP07 oil based mud from 2381 m to TD. The well proceeded generally as planned without any really major problems. Data acquisition went according to plan with the exception of the 17.5" wire line logging run, which had to be dropped due to severe well bore stability problems.
    All the easily identifiable lithostratigraphic tops and log markers came in deeper than prognosed by circa 60 m. The prognosed sandstone reservoirs in R1 and R2 were absent. Shows were recorded in claystones of the Mandal and Farsund Formations. Pore pressures in the Tertiary were higher than prognosed, but were as prognosed in the Cretaceous and in line with expectations in the Jurassic. Drilling terminated 71 m above planned TD when the kick margin was lost. No cores were cut and no fluid samples were taken. At this point the whole of the R1 unit and the better part of the R2 unit had been drilled fulfilling the well objectives. The well was permanently abandoned on 22 February 2002 as a dry well.
    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]
    180.00
    2400.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3689.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3692.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3695.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3698.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3701.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3704.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3713.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3719.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3725.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3740.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3743.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3746.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3752.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3755.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3758.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3761.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3764.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3770.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3773.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3776.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3779.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3782.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3788.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3791.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3794.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3797.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3800.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3806.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3809.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3812.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3816.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3819.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3824.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3827.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3830.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3833.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3836.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3839.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3842.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3845.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3851.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3854.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3857.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3860.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3863.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3866.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3869.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3872.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3875.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3878.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3881.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3884.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3887.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3890.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3893.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3899.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3902.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3905.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3908.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3911.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3914.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3917.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3920.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3923.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3926.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3929.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3932.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3935.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3938.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3941.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3944.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3950.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3953.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3956.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3959.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3962.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3965.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3968.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3971.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3974.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3977.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3980.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3983.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3986.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3989.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3992.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3995.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    3998.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4001.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4004.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4007.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4010.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4013.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4016.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4019.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4022.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4025.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4031.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4034.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4037.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4040.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4043.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4046.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4052.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4055.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4058.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4061.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4064.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4067.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4073.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4076.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4079.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4082.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4085.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4088.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4091.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4094.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4097.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4100.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4106.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4112.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4115.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4118.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4121.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4124.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4127.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4130.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4133.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4136.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4139.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4142.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4144.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4151.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    4153.5
    [m]
    DC
    GEOLAB

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    7.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    .pdf
    8.55
    .pdf
    29.33

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR ZO-VSP
    1643
    3728
    MFC GR
    11
    3560
    MWD - DIR
    97
    174
    MWD - DIR
    174
    970
    MWD - DIR DGR EWR4
    174
    1014
    MWD - DIR DGR EWR4 BAT PWD DDR
    3730
    4153
    MWD - DIR DGR EWR4 PWD
    970
    3565
    MWD - DIR DGR EWR4 PWD DDS
    3565
    3730
    TTRM GR ZDEN CN MAC
    1876
    2757
    TTRM GR ZDEN CN MAC
    2601
    3727

  • 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
    32
    170.0
    36
    170.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    954.0
    26
    960.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2381.0
    17 1/2
    2383.0
    1.71
    LOT
    PROD.
    9 5/8
    3720.0
    12 1/4
    3725.0
    2.10
    LOT
    OPEN HOLE
    4153.0
    8 1/2
    4153.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    173
    1.03
    4.0
    SPUD MUD
    969
    1.20
    25.0
    KCL/GLYCOL
    1300
    0.14
    20.0
    KCL/GLYCOL
    1839
    0.17
    22.0
    KCL/GLYCOL
    2153
    0.19
    23.0
    KCL/GLYCOL
    2358
    0.19
    24.0
    KCL/GLYCOL
    2400
    0.20
    34.0
    KCL/GLYCOL
    3218
    1.73
    29.0
    XP07 POBM
    3637
    1.73
    24.0
    XP07 POBM
    3730
    1.71
    23.0
    XP07 POBM
    3842
    1.86
    33.0
    XP07 POBM
    4005
    1.90
    37.0
    XP07 POBM
    4145
    1.97
    45.0
    XP07 POBM
    4153
    2.00
    50.0
    XP07 POBM
    4153
    1.04
    SEAWATER