Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/4-11

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.
    2/4-11
    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
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/4-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE PG-0312 SP.633-833
    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.
    103-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    106
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.12.1973
    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.
    09.04.1974
    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.
    09.04.1976
    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.
    02.04.2007
    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
    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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    PALEOCENE
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    EKOFISK FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    35.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    66.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4281.0
    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 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° 44' 45.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 13' 21.8'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6289284.20
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    513622.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    255

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 2/4-11 should evaluate the southern part of a northwest-southeast trending seismic high about 3.2 km long and 2.4 km wide. The well was drilled just south of the boundary between blocks 2/1 and 2/4 about two km southeast of the 2/1-1 well. The objective formations were the Danian-Late Cretaceous limestone in addition to sandstones of the Jurassic, which had gas and condensate shows in the 2/1-1 well. Top Paleocene was anticipated at 2972 m (9750 ft), top Danian at 3078 m (10100 ft), top Late Cretaceous at 3277 m (10750 ft), and top Jurassic at 3962 m (13000 ft). Planned TD was at 4267 m (14000 ft).
    Operations and results
    Well 2/4-11 was spudded with the jack-up installation Zapata Explorer on 25 December 1973 and drilled to TD at 4281 m in the Late Permian Zechstein Group. Running 7" casing at 3838 m, the casing could not get passed 3019 m. Pulling out of hole the casing stuck when 20 stands were left. Eleven days were spent working on the fish before it came loose. The hole was reamed and casing was set. Maximum hole deviation down to a depth of 2757 m was 4.75 deg, at 149 m. The well was drilled with spud mud (Seawater gel and Flosal) down to 321 m, with Shale Trol mud from 321 m to 2265 m, and with a Lignosulphonate mud (Unical and Ligcon) from 2265 m to TD. Below 792 m one to four percent diesel was added to the mud.
    Top Paleocene was found at 2936 m, top Danian limestone at 3146 m, top Late Cretaceous limestone at 3268 m, top Early Cretaceous was found at 3782 m, top Late Jurassic (Kimmeridgian) at 3968 m, and top of the Permian was encountered at 4211 m. Sub-commercial amounts of oil was tested from the Danian and even smaller amounts from the Late Cretaceous. The Jurassic section penetrated consisted of shale, claystone, and siltstone and contained no reservoir rocks.
    Source rock analyses of sidewall cores from the Jurassic showed TOC in the range 0.6 - 2% and vitrinite reflection from 0.78 to 0.80 %Ro. Relatively low hydrogen indices indicate that the source rock has reached past mid oil window and that a major part of the hydrocarbon potential had been realised.
    No conventional cores were cut and no wire line fluid samples taken.
    The well was permanently abandoned on 9 April 1974 as an oil discovery.
    Testing
    Five DST's were carried out: DST 1, 2 and 3 in the Late Cretaceous limestone, DST 4 and 5 in the Danian limestone. All results given here are after acidization:
    DST 1 from the interval 3758 to 3770 m flowed slowly and sluggishly. Two hours after acidization the well started to flow water, gas, mud and trace of crude oil, but due to observed mud loss in the casing the well was killed.
    DST 2 from the interval 3639 to 3667 m was a misrun. DST 3 from the same interval flowed slowly and irregularly 5 - 8 Sm3 oil and some gas.
    DST 4 from 3188 -3200 m flowed only water cushion to surface, at a very poor rate.
    DST 5 from 3146 - 3161 m in the topmost Danian limestone flowed 50 Sm3 oil, 2 m3 water, and 1051 Sm3 gas /day on a 64/64" choke. Oil gravity was 39.9 deg API and the GOR was 21 Sm3/Sm3. The down hole temperature measured in the test was reported to be 124 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1228.34
    4279.40

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3901.0
    [m]
    DC
    OD
    3911.0
    [m]
    DC
    OD
    3920.0
    [m]
    DC
    OD
    3929.0
    [m]
    DC
    OD
    3938.0
    [m]
    DC
    OD
    3947.0
    [m]
    DC
    OD
    3956.0
    [m]
    DC
    OD
    3965.0
    [m]
    DC
    OD
    3975.0
    [m]
    DC
    OD
    3984.0
    [m]
    DC
    OD
    3993.0
    [m]
    DC
    OD
    4002.0
    [m]
    DC
    OD
    4011.0
    [m]
    DC
    OD
    4020.0
    [m]
    DC
    OD
    4029.0
    [m]
    DC
    OD
    4039.0
    [m]
    DC
    OD
    4048.0
    [m]
    DC
    OD
    4057.0
    [m]
    DC
    OD
    4066.0
    [m]
    DC
    OD
    4075.0
    [m]
    DC
    OD
    4084.0
    [m]
    DC
    OD
    4093.0
    [m]
    DC
    OD
    4103.0
    [m]
    DC
    OD
    4112.0
    [m]
    DC
    OD
    4121.0
    [m]
    DC
    OD
    4130.0
    [m]
    DC
    OD
    4139.0
    [m]
    DC
    OD
    4148.0
    [m]
    DC
    OD
    4157.0
    [m]
    DC
    OD
    4167.0
    [m]
    DC
    OD
    4176.0
    [m]
    DC
    OD
    4185.0
    [m]
    DC
    OD
    4194.0
    [m]
    DC
    OD
    4194.0
    [m]
    DC
    OD
    4203.0
    [m]
    DC
    OD
    4212.0
    [m]
    DC
    OD
    4221.0
    [m]
    DC
    OD
    4231.0
    [m]
    DC
    OD
    4240.0
    [m]
    DC
    OD
    4249.0
    [m]
    DC
    OD
    4258.0
    [m]
    DC
    OD
    4267.0
    [m]
    DC
    OD
    4276.0
    [m]
    DC
    OD
    4279.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.85
    pdf
    0.41
    pdf
    1.60

  • 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
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3758
    3770
    0.0
    2.0
    3639
    3667
    0.0
    3.0
    3639
    3667
    0.0
    4.0
    3188
    3200
    0.0
    5.0
    3146
    3161
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    5.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3.0
    8
    4.0
    5.0
    50
    1050
    0.822

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    1224
    2763
    BHC
    3813
    4270
    BHC-C
    2755
    3837
    CAL BG
    1226
    2765
    CBL CCL
    2743
    3813
    CDM
    2755
    3838
    CDM AP
    2755
    3838
    CDM PP
    2755
    3838
    DLL
    2756
    3835
    FDC
    2755
    3838
    IES
    1224
    4212
    PML
    2755
    3838
    SNP
    2972
    3838
    VELOCITY
    1224
    4270

  • 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
    131.0
    36
    131.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    487.0
    26
    487.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1219.0
    17 1/2
    1219.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2743.0
    12 1/4
    2743.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3962.0
    8
    3962.0
    0.00
    LOT
    LINER
    5
    4281.0
    6
    4281.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    137
    1.07
    seawater
    487
    1.31
    seawater
    1219
    1.31
    seawater
    2438
    1.64
    seawa/barit
    3962
    1.71
    seawa/barit