Gi hele eller deler av navn på brønnbane, lisens, felt , selskap, innretning etc. Feks. Aker, Statfjord, 24/12, ABP21014. Det søkes ikke i innholdet i sidene.
Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
32/4-3 S
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.
PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
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.
ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
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.
32/4-3
Seismisk lokalisering
Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
Seismic 3D survey CGG17M01 Inline 9677. Xline 22271
Boreoperatør
Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
Equinor Energy AS
Boretillatelse
Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
1791-L
Utvinningstill. ved brønnhodeposisjon
Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.
Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
23.09.2019
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.
26.10.2019
Plugget og forlatt dato
Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
26.10.2019
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.
01.04.2020
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.
10.11.2021
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).
31.0
Vanndybde ved midlere havflate [m]
Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
292.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
2017.0
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).
2000.0
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 TRIASSIC
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.
LUNDE FM
Geodetisk datum
Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
ED50
NS grader
Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
60° 30' 37.59'' N
ØV grader
Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
4° 9' 8.11'' E
NS UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
6708971.96
ØV UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
563278.33
UTM sone
Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
31
NPDID for brønnbanen
Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
Well 32/4-3 S is the replacement well for 32/4-3. It was drilled to test the Gladsheim prospect on the Horda Platform in the Stord Basin Area. The prospect is located approximately 25 km east of Troll East and 30 km from shore. The primary objective was to prove oil migration into the Sognefjord Formation and establish the corresponding fluid contacts. Secondary objective was to test the gas potential in Mid- and Early Jurassic Brent Group, Johansen Formation and Statfjord Group. A tertiary objective was to verify Late Jurassic shales sealing capacity and acquire data to confirm CO2 storage potential and to extend the well into the Lunde Formation for this reason.
Operations and results
The well had a shallow gas Class 1, based on the shallow gas experience from the main well NO 32/4-2. Acoustic logs in 32/4-2 indicated gas at a depth between 440-510 m.
Wildcat well 32/4-3 S was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 23 September 2019. After setting the conductor at 372.40 m, an 8 ½” pilot hole was drilled to 461 m and the well was visually flow checked and observed stable. Well was then displaced to displacement mud and the BHA lubricated to 361 m when gas bubbles were observed. The BHA was run back to TD and well displaced back to sea water and flow checked again. An increasing amount of gas was observed before displacing back to 1.30 sg mud. No water flow was observed. With a stable well the BHA was lubricated out of hole. The pilot hole was then cemented back, and a 26” section drilled to seal off the shallow gas zone with a 20” Casing. BOP was set and drilling commenced without further significant issues. TD was reached at 2017 m (2000 m TVD) m in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled with sea water and hi-vis sweeps down to 435 m and with Glydril mud from 435 m to TD.
The well found no hydrocarbons in any of the targets, and all sands proved water filled. The primary target, the Sognefjord Formation, had a gross thickness of 167 m and with good reservoir properties. Apart from the shallow gas flow, gas levels were generally low throughout the well and there were no shows in the sands drilled.
Two cores were cut from 1196 to 1197.6 m and 1202.6 to 1209.5 m in the Draupne Formation to evaluate the cap rock properties and sealing capacity. Wireline logging including the Schlumberger XPT pressure tool was performed in the 8 ½” section. Water gradients were confirmed in all targets. No wire line fluid samples were taken.
The well was permanently abandoned on 25 October 2019 as a dry well.
PDF