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

32/4-1

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.
    32/4-1
    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.
    32/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    TE 90 -112 * TE 90 - 207
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    863-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    45
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.10.1996
    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.
    04.12.1996
    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.
    04.12.1998
    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.
    29.05.2002
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    312.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3186.0
    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).
    3185.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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.
    PRE-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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 43' 21.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 4' 36.44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6732537.25
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    558747.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2918

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 32/4-1 was the first well drilled in Production Licence 205. It is located on the Horda Platform in the Northern North Sea about five kilometers east of the East Troll Gas Field. The primary objective of the well was to prove commercial reserves within the Upper Jurassic Sognefjord Formation sand reservoirs. The Alpha prospect was believed to be filled with oil spilled from the Troll Field. Secondary objectives were present in potential stacked Upper, Middle and Lower Jurassic sand reservoirs, in Triassic, and in possible Paleozoic sand reservoirs.
    Operations and results
    Well 32/4-1 was spudded 21 October 1996, using the semi-submersible drilling rig "Transocean 8". The first attempt to drill the well failed after experiencing problems when running the 13 3/8" casing. The casing unscrewed and parted at 619 m. The hole was filled with cement and abandoned. The rig was moved about 50 m to the north and the well was respudded. The well was drilled without major drilling problems, except for some difficulties with getting the 9 5/8" casing hanger through the BOP stack and mud losses when drilling through the Viking Group. The well was drilled into Basement rocks at a total depth of 3186 m. The well was drilled with spud mud to 720 m and water based KCl/Drispac with glycol from 720 m to TD.

    The Upper Jurassic reservoir interval was encountered 6 m shallower than prognosed and contained 65.5 m of water-wet Sognefjord sandstones. In addition, water wet sandstones of the secondary targets were present as the Fensfjord, Krossfjord, Cook, Statfjord and Lunde Formations.

    Four cores were cut in the Upper Jurassic. The two first were cut in the Heather Formation silt- and sandstones, while core 3 and 4 were cut in sandstones of the Sognefjord Formation (1220-1235.5 m, 1232.5-1237.5 m, 1237.5-1256 m and 1257-1275 m, respectively). A FMT water sample was collected from 1359 m.

    The well was permanently plugged and abandoned 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]
    730.00
    3186.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1220.0
    1232.6
    [m ]
    2
    1232.6
    1237.1
    [m ]
    3
    1237.5
    1242.1
    [m ]
    4
    1256.0
    1275.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    40.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1220-1225m
    Kjerne bilde med dybde: 1225-1230m
    Kjerne bilde med dybde: 1230-1232m
    Kjerne bilde med dybde: 1232-1237m
    Kjerne bilde med dybde: 1237-1242m
    1220-1225m
    1225-1230m
    1230-1232m
    1232-1237m
    1237-1242m
    Kjerne bilde med dybde: 1256-1261m
    Kjerne bilde med dybde: 1261-1266m
    Kjerne bilde med dybde: 1266-1271m
    Kjerne bilde med dybde: 1271-1275m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1256-1261m
    1261-1266m
    1266-1271m
    1271-1275m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    730.0
    [m]
    DC
    RRI
    760.0
    [m]
    DC
    RRI
    800.0
    [m]
    DC
    RRI
    820.0
    [m]
    DC
    RRI
    840.0
    [m]
    DC
    RRI
    860.0
    [m]
    DC
    RRI
    880.0
    [m]
    DC
    RRI
    890.0
    [m]
    DC
    RRI
    910.0
    [m]
    DC
    RRI
    940.0
    [m]
    DC
    RRI
    960.0
    [m]
    DC
    RRI
    980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1000.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1070.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    DC
    RRI
    1156.0
    [m]
    DC
    RRI
    1162.0
    [m]
    DC
    RRI
    1171.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1189.0
    [m]
    DC
    RRI
    1198.0
    [m]
    DC
    RRI
    1207.0
    [m]
    DC
    RRI
    1216.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.4
    [m]
    DC
    RRI
    1226.4
    [m]
    DC
    RRI
    1233.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.6
    [m]
    DC
    RRI
    1260.6
    [m]
    DC
    RRI
    1266.8
    [m]
    DC
    RRI
    1277.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1316.0
    [m]
    DC
    RRI
    1328.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1368.0
    [m]
    DC
    RRI
    1374.0
    [m]
    DC
    RRI
    1395.0
    [m]
    DC
    RRI
    1404.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1416.0
    [m]
    DC
    RRI
    1422.0
    [m]
    DC
    RRI
    1431.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1458.0
    [m]
    DC
    RRI
    1467.0
    [m]
    DC
    RRI
    1476.0
    [m]
    DC
    RRI
    1494.0
    [m]
    DC
    RRI
    1503.0
    [m]
    DC
    RRI
    1524.0
    [m]
    DC
    RRI
    1653.0
    [m]
    DC
    RRI
    1662.0
    [m]
    DC
    RRI
    1674.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1704.0
    [m]
    DC
    RRI
    1707.0
    [m]
    DC
    RRI
    1719.0
    [m]
    DC
    RRI
    1737.0
    [m]
    DC
    RRI
    1747.0
    [m]
    DC
    RRI
    1765.0
    [m]
    DC
    RRI
    1783.0
    [m]
    DC
    RRI
    1794.0
    [m]
    DC
    RRI
    1801.0
    [m]
    DC
    RRI
    1815.0
    [m]
    DC
    RRI
    1833.0
    [m]
    DC
    RRI
    1845.0
    [m]
    DC
    RRI
    1872.0
    [m]
    DC
    RRI
    1959.0
    [m]
    DC
    RRI
    2079.0
    [m]
    DC
    RRI
    2133.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2343.0
    [m]
    DC
    RRI
    2403.0
    [m]
    DC
    RRI
    2463.0
    [m]
    DC
    RRI
    2553.0
    [m]
    DC
    RRI
    2613.0
    [m]
    DC
    RRI
    2703.0
    [m]
    DC
    RRI
    2787.0
    [m]
    DC
    RRI
    2853.0
    [m]
    DC
    RRI
    2913.0
    [m]
    DC
    RRI
    3003.0
    [m]
    DC
    RRI
    3093.0
    [m]
    DC
    RRI
    3141.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.37

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.62
    pdf
    0.49

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    25.30

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MLL MAC ORIT CN ZDL DSL
    1137
    3155
    DLL MLL MAC ORIT DSL
    708
    1138
    FMT GR
    1247
    1367
    MWD LWD DGR EWR4
    399
    3132
    VSP GR
    670
    3170
    ZDL GR
    1137
    3164

  • 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
    394.0
    36
    395.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    709.0
    17 1/2
    710.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3186.0
    12 1/4
    3186.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    352
    1.30
    WATER BASED
    370
    1.10
    WATER BASED
    395
    1.20
    WATER BASED
    399
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    556
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    720
    1.20
    7.0
    WATER BASED
    723
    1.10
    30.0
    WATER BASED
    920
    1.10
    46.0
    WATER BASED
    1153
    1.10
    21.0
    WATER BASED
    1156
    1.10
    37.0
    WATER BASED
    1232
    1.10
    40.0
    WATER BASED
    1274
    0.00
    24.0
    WATER BASED
    1541
    0.00
    30.0
    WATER BASED
    1915
    0.00
    24.0
    WATER BASED
    1980
    0.00
    24.0
    WATER BASED
    2033
    0.00
    28.0
    WATER BASED
    2072
    0.00
    24.0
    WATER BASED
    2249
    1.41
    31.0
    WATER BASED
    2284
    0.00
    26.0
    WATER BASED
    2425
    0.00
    31.0
    WATER BASED
    2588
    0.00
    36.0
    WATER BASED
    2991
    0.00
    29.0
    WATER BASED
    3132
    0.00
    26.0
    WATER BASED
    3176
    0.00
    30.0
    WATER BASED
    3186
    0.00
    30.0
    WATER BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.12