Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/8-3

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.
    2/8-3
    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.
    2/8-3
    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.
    72-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    80
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.06.1972
    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.
    03.09.1972
    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.
    03.09.1974
    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
    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/GAS 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).
    34.0
    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").
    4115.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    132
    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° 18' 31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 26' 54.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6240656.75
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    527741.32
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    117

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/8-3 is located in the Feda Graben, ca 2 km north-east of the Valhall Field in the southern North Sea. The primary objective was to test the Jurassic hydrocarbon potential. The secondary objective was the chalk of the Shetland Group.
    The well is reference well for the Haugesund and Farsund Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 2/8-3 was spudded with the jack-up installation Zapata Explorer on 16 June 1972 and drilled to TD at 4115 m in Late Jurassic shales of the Haugesund Formation. The well took 48 days to complete and was drilled with unical/lignosulphonate/caustic based mud.
    Reservoir quality rock was absent throughout the well. The first signs of oil were seen in Palaeocene tight siltstones with poor porosities. These were described as bright gold yellow fluorescence with a bright white streaming cut. Gas levels in the Shetland Group were low and no shows were seen in this group. A DST was run over part of this section but yielded only drilling mud. From 3267.3 m, within the Early Cretaceous, gas levels rose significantly and were associated with fair to poor shows in the Marls. The fluorescence was described as gold in colour with a slow pale yellow cut. From 3444 m, gas and shows increased and were contained in slightly argillaceous, hard limestone. Oil staining was seen and the fluorescence described as dark yellow gold with a pale yellow to very light brown cut. Mandal Formation shale was the first Jurassic age rocks seen. Gas levels were very high through these shales and the shows were described as bituminous with no direct fluorescence and a pale yellow cut. Between 3578 - 3600 m a gross sandstone unit was indicated by the gamma ray log. In roughly the same interval (3593.6 and 3605.8 m) abundant free oil appeared in the mud and abundant bright yellow gold fluorescence and a bright yellow straw cut were observed. This interval tested low rates of oil and gas. Dolomite stringers around 3858.8 and 3907.5 m gave good gas and oil shows with a dull yellow fluorescence and a pale yellow streaming cut.
    No conventional cores were cut in this well. Four wire line core slices were cut in the Tor and Hod Formations, each 3 foot long at core points: 2999.2, 2967.8, 2956.6, and 2785 m. All had 100 % recovery. Sidewall cores were not taken. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 3 September 1972 as a well with oil and gas shows.
    Testing
    Three DST tests were performed, two in the Jurassic and one in the Tor Formation. Small amounts of Oil and gas were recovered from the Jurassic Tests. Only mud was recovered from the Cretaceous Tor Test.
    DST 1 from 3570.7 - 3587.5 m in the Mandal Formation recovered 3.8 Sm3 of oil and 278 Sm3 gas. The formation shut in Pressure was 4443 psi and the Formation flowing pressure was 3632 psi after 332 minutes.
    DST 2 3600 - 3571 m, flowed 32 Sm3 oil and 2019 Sm3 gas with a Final Shut in Pressure of 4037 psi and a final flowing pressure of 3537 psi after 980 minutes. 80 barrels of acid were used to stimulate the well test.
    DST 3 2871-2882 m, flowed only mud despite acidising. The final shut in pressure was 5477 psi and the final flowing pressure was 4455 psi after 491 minutes.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    405.38
    4114.80

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    9100.0
    [ft]
    DC
    OD
    9160.0
    [ft]
    DC
    OD
    9220.0
    [ft]
    DC
    OD
    9280.0
    [ft]
    DC
    OD
    9340.0
    [ft]
    DC
    OD
    9400.0
    [ft]
    DC
    OD
    9460.0
    [ft]
    DC
    OD
    9520.0
    [ft]
    DC
    OD
    9580.0
    [ft]
    DC
    OD
    9640.0
    [ft]
    DC
    OD
    9700.0
    [ft]
    DC
    OD
    9760.0
    [ft]
    DC
    OD
    9820.0
    [ft]
    DC
    OD
    9880.0
    [ft]
    DC
    OD
    9940.0
    [ft]
    DC
    OD
    10000.0
    [ft]
    DC
    OD
    10060.0
    [ft]
    DC
    OD
    10120.0
    [ft]
    DC
    OD
    10180.0
    [ft]
    DC
    OD
    10240.0
    [ft]
    DC
    OD
    10300.0
    [ft]
    DC
    OD
    10360.0
    [ft]
    DC
    OD
    10420.0
    [ft]
    DC
    OD
    10480.0
    [ft]
    DC
    OD
    10540.0
    [ft]
    DC
    OD
    10600.0
    [ft]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.90
    pdf
    0.51

  • 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
    0.42

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.28
    pdf
    67.92

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3571
    3589
    0.0
    2.0
    3600
    3571
    0.0
    3.0
    2871
    2882
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    30.000
    25.000
    2.0
    28.000
    24.000
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    4
    278
    2.0
    32
    2019
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4ARM HRD
    6039
    10602
    4ARM HRD
    10570
    12142
    4ARM HRD
    12138
    13500
    BHC GR
    6039
    1059
    BHC GR
    10570
    12132
    BHC GR
    12138
    13490
    CBL
    2500
    12140
    CN FDC GR
    8500
    10602
    CN FDC GR
    10570
    12140
    CN FDC GR
    12138
    13500
    DLL
    8500
    10591
    DLL MSFL
    12138
    13490
    DLL MSFL SP
    10570
    12125
    VELOCITY
    6039
    13490
    VSP
    1100
    11700

  • 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
    144.0
    36
    144.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    382.0
    26
    396.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1841.0
    17 1/2
    1849.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3223.0
    12 1/4
    3230.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3700.0
    8 1/2
    3700.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1848
    1.62
    waterbased
    2082
    1.64
    waterbased
    2481
    1.63
    waterbased
    3009
    1.67
    waterbased
    3229
    1.68
    waterbased
    3544
    1.92
    waterbased
    3700
    1.99
    waterbased
    4115
    2.01
    waterbased