Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/8-13

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.
    2/8-13
    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.
    2/8-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ANO 8701 - 36 SP 310
    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.
    607-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.04.1989
    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.
    22.06.1989
    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.
    22.06.1991
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.7
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1940.0
    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).
    1939.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    96
    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 PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 23' 21.65'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 23' 57.58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6249624.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    524655.38
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1383

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 2/8-13 was designed to test the Tertiary and Upper Cretaceous chalks overlying a salt induced domal feature, unofficially named Mode, in the western part of block 2/8. The objectives were to test the possible hydrocarbon accumulation contained within the Tertiary and Upper Cretaceous chalks of the Ekofisk, Tor and Hod Formations; to determine the reservoir quality of the Shetland Group over the structure; to determine the chalk stratigraphy over the Mode salt dome; and to acquire a VSP to help to image the chalk distribution and thickness over the Mode feature.
    The well was planned to penetrate the Shetland Group on a structurally high at the northern flank of the Mode salt feature. Shallow gas was expected at 507- 590- and 730 m.
    Operations
    Wildcat well 2/8-13 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 28 April 1989 and drilled to TD at 1940 m in the Permian Zechstein Group. The well was drilled with seawater / gel / polymer down to 380 m, with PHPA/PAC mud from 380 m to 1253 m, with PHPA/PAC/ANCOMEL mud from 1253 m to 1457 m, with PHPA/PAC/NaCl mud from 1457 to 1758 m, and with NaCl/PAC mud from 1758 m to TD. Shallow gas was encountered at the prognosed depths, and controlled with heavy mud. Shallow gas encountered in sands at 828 m, caused the well to flow. The flow was killed with heavy mud, and caused no injuries or damages. The drill pipe got stuck, and had to be shot of above the BHA, which than was cemented in. The well was kicked off for the 2/8-13 sidetrack at 412 m.
    The Paleocene section was thinner than expected, with Balder Sele and part of the Lista Formations missing. The gas cloud above the structure caused some difficulties as to predicting formation depths and velocity correlations across the structure. The well drilled directly from Upper Cretaceous to Permian rocks. The Shetland Group came in 220 m higher than prognosed and was 9.5 m thick, compared to prognosed 270 m. No biostratigraphic evidence for the Hod, Blodøks, or Hidra Formations was found, nor of the Lower Cretaceous, Jurassic, or Triassic rocks. Shows were observed on cuttings and sidewall cores throughout the well below 700 m. An unexpected section of Celestite (strontium sulphate) was on top of the Anhydrite section. One core was cut from 1780 m to 1782 m in the Celestite section with poor reservoir quality. Good shows were recorded on the core. After having cut the core, the well became unstable and was killed and cemented back to 1415 m and an unintentional sidetrack was made. The Paleocene section came in 10 m deeper in the redrilled hole. No fluid sample was taken in. Well 2/8-13 was permanently abandoned 22 June 1989 as a dry hole with oil and gas 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]
    380.00
    1921.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1780.0
    1782.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    2.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1780-1782m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1780-1782m

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    94
    730
    1215
    1760
    1760
    1763
    1766
    1766
    1773
    1775

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22

  • 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
    0.28
    pdf
    0.13

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    24.20

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    925
    1300
    CST
    1760
    1924
    DIL BHC GR SP
    1237
    1455
    DLL BHC GR SP
    1449
    1753
    DLL SDT GR SP
    1757
    1936
    LDL CNL GR CAL
    1237
    1457
    LDL CNL GR CAL
    1449
    1757
    LDL CNL GR CAL
    1757
    1939
    LDL LSS GR CAL
    178
    380
    MWD - GR RES DIR
    94
    824
    MWD - GR RES DIR
    412
    1780
    SHDT GR
    1449
    1758
    SHDT GR
    1757
    1934
    VSP
    260
    1800

  • 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
    178.0
    36
    183.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    374.0
    26
    380.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1238.8
    17 1/2
    1255.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1449.0
    12 1/4
    1457.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    1757.0
    8 1/2
    1783.0
    2.18
    LOT
    OPEN HOLE
    1940.0
    5 7/8
    1940.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    157
    1.82
    33.0
    4.8
    WATER BASED
    30.05.1989
    276
    1.20
    WATER BASED
    03.05.1989
    323
    1.20
    WATER BASED
    03.05.1989
    323
    1.20
    WATER BASED
    03.05.1989
    332
    1.20
    WATER BASED
    03.05.1989
    380
    1.20
    WATER BASED
    03.05.1989
    380
    1.20
    WATER BASED
    08.05.1989
    380
    1.20
    7.0
    3.8
    WATER BASED
    08.05.1989
    610
    1.38
    16.0
    2.9
    WATER BASED
    16.05.1989
    642
    1.20
    14.0
    5.3
    WATER BASED
    09.05.1989
    828
    1.33
    13.0
    4.8
    WATER BASED
    09.05.1989
    828
    1.33
    12.0
    4.3
    WATER BASED
    09.05.1989
    828
    1.33
    11.0
    4.8
    WATER BASED
    09.05.1989
    828
    1.33
    15.0
    8.1
    WATER BASED
    10.05.1989
    828
    1.33
    11.0
    3.4
    WATER BASED
    11.05.1989
    832
    1.50
    17.0
    5.7
    WATER BASED
    16.05.1989
    906
    1.54
    17.0
    5.7
    WATER BASED
    18.05.1989
    993
    1.54
    22.0
    4.3
    WATER BASED
    18.05.1989
    1204
    1.56
    18.0
    9.1
    WATER BASED
    18.05.1989
    1204
    1.58
    21.0
    3.8
    WATER BASED
    19.05.1989
    1255
    1.61
    27.0
    7.7
    WATER BASED
    19.05.1989
    1255
    1.62
    24.0
    5.7
    WATER BASED
    19.05.1989
    1255
    1.61
    21.0
    5.7
    WATER BASED
    23.05.1989
    1255
    1.61
    23.0
    6.7
    WATER BASED
    23.05.1989
    1255
    1.61
    21.0
    5.7
    WATER BASED
    23.05.1989
    1257
    1.68
    18.0
    8.6
    WATER BASED
    23.05.1989
    1260
    1.80
    23.0
    2.4
    WATER BASED
    25.05.1989
    1457
    1.82
    33.0
    9.6
    WATER BASED
    25.05.1989
    1457
    1.82
    34.0
    9.6
    WATER BASED
    26.05.1989
    1457
    1.85
    34.0
    5.3
    WATER BASED
    30.05.1989
    1524
    1.89
    31.0
    6.2
    WATER BASED
    30.05.1989
    1682
    1.89
    34.0
    8.6
    WATER BASED
    30.05.1989
    1780
    1.87
    27.0
    3.8
    WATER BASED
    31.05.1989
    1783
    1.85
    27.0
    2.9
    WATER BASED
    02.06.1989
    1783
    1.85
    24.0
    2.9
    WATER BASED
    05.06.1989
    1783
    1.87
    22.0
    2.9
    WATER BASED
    05.06.1989
    1783
    1.87
    27.0
    3.8
    WATER BASED
    05.06.1989
    1783
    1.86
    33.0
    6.7
    WATER BASED
    06.06.1989
    1783
    1.88
    39.0
    9.1
    WATER BASED
    07.06.1989
    1783
    1.88
    36.0
    7.2
    WATER BASED
    08.06.1989
    1783
    1.88
    32.0
    7.2
    WATER BASED
    09.06.1989
    1783
    1.87
    37.0
    8.1
    WATER BASED
    13.06.1989
    1783
    1.87
    37.0
    8.1
    WATER BASED
    13.06.1989
    1783
    1.68
    21.0
    3.3
    WATER BASED
    13.06.1989
    1783
    1.87
    28.0
    4.8
    WATER BASED
    01.06.1989
    1790
    1.78
    34.0
    3.8
    WATER BASED
    14.06.1989
    1800
    1.78
    38.0
    4.8
    WATER BASED
    14.06.1989
    1817
    1.78
    39.0
    5.3
    WATER BASED
    15.06.1989
    1908
    1.78
    36.0
    5.3
    WATER BASED
    16.06.1989
    1940
    1.78
    38.0
    5.8
    WATER BASED
    19.06.1989
    1940
    1.78
    36.0
    5.8
    WATER BASED
    19.06.1989
    1940
    1.78
    33.0
    5.8
    WATER BASED
    19.06.1989
    1940
    1.78
    33.0
    6.3
    WATER BASED
    20.06.1989
    1940
    0.00
    WATER BASED
    21.06.1989
    1940
    0.00
    WATER BASED
    23.06.1989
    1940
    0.00
    WATER BASED
    23.06.1989