Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/4-3

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.
    2/4-3
    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).
    APPRAISAL
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    2/4-3
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    35-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    125
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.01.1970
    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.
    31.05.1970
    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.
    31.05.1972
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE CRETACEOUS
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    TOR FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    27.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    71.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3431.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    16.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    138
    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 CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 32' 42.12'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 14' 55.49'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6266910.18
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    515295.52
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    97

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/4-3 (named 2/4-2X by operator Phillips) was drilled to appraise the 2/4-2 Ekofisk discovery in the southern Norwegian North Sea. The target was to test the Tertiary and the top of the Late Cretaceous.
    Operations and results
    Well 2/4-3 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Viking on 27 January 1970 and drilled to TD at 3431 m in the Late Cretaceous Tor Formation. The well was planned vertical, but the deviation was significant. Maximum deviation was 1 deg  at 618 m, 3 deg  at 1077 m, 11.5 deg  at 1316 m, 16.4 deg  at 1605 m, 10 deg  at 2167 m, 4 deg  at 3002 m, and 1.7 deg at 3292 m. This indicates that TVD RKB is ca 30 m shallower than MD RKB at TD, but exact records are not available. The well was drilled with seawater and hi-vis mud down to 619 m, with CaCl2 / Dextrid (modified potato starch) from 619 m to 1695 m, and with lignosulphonate / seawater from 1695 m to TD. One - four percent diesel was added to the mud below 619 m.
    The Danian chalk (Ekofisk Formation) was encountered at 3090 m, and the Late Cretaceous chalk (Tor Formation) at 3253 m. The formations were tested hydrocarbon bearing from 3124 m to 3319 m.
    Eighteen conventional cores were cut in the well. Core 1was cut in the interval 1705 - 1717 m with only 0.6 m core recovered. Cores 2 - 13 were cut in the Danian chalk (Ekofisk Formation), while cores 14 - 18 were cut in the Maastrichtian chalk (Tor Formation). No fluid samples were taken on wire line.
    The well was permanently abandoned on 31 May 1970 as an oil appraisal.
    Testing
    Ten drill stem tests were carried out through perforations in the 7" liner. DST 1 and 2 tested the intervals 3352 - 3362 m and 3331 - 3341 in the in the Tor Formation. They produced only water. DST 3 to 9 tested different zones in the interval from 3124 to 3319 m in the Ekofisk and Tor Formations. They produced gas and oil. The oils were in the range 33.2 to 36 deg API and the GOR varied from 182 to 243 Sm3/Sm3. DST 10 tested the interval 3016 - 3024 m in the Sele Formation. It flowed 2.4 Sm3 of water, and then died. Reservoir temperatures at mid perforation were reported to be: 134.4 deg C (at 3317.7 m) in DST 3, 133.6 deg C (at 3281.2 m) in DST 4, and 132.2 deg C (at 3238.5 m) in DST 5.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    627.90
    3431.13

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    10220.0
    10225.0
    [ft ]
    3
    10226.0
    10233.0
    [ft ]
    4
    10235.0
    10252.0
    [ft ]
    5
    10250.0
    10276.0
    [ft ]
    6
    10276.0
    10279.0
    [ft ]
    7
    10279.0
    10289.0
    [ft ]
    8
    10294.0
    10310.0
    [ft ]
    9
    10314.0
    10324.0
    [ft ]
    10
    10379.0
    10388.0
    [ft ]
    11
    10385.0
    10395.0
    [ft ]
    12
    10550.0
    10573.0
    [ft ]
    13
    10665.0
    10669.0
    [ft ]
    14
    10669.0
    10679.0
    [ft ]
    15
    10679.0
    10708.0
    [ft ]
    16
    10750.0
    10769.0
    [ft ]
    17
    10870.0
    10894.5
    [ft ]
    18
    10894.5
    10949.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    84.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    10668.0
    [ft]
    C
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    98
    1730
    2960
    2960
    2969
    2976
    3005
    3023
    3076
    3090
    3090
    3253

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.43

  • 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
    1.05

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.81
    pdf
    9.41
    pdf
    0.12
    pdf
    1.18
    pdf
    55.84
    pdf
    1.40
    pdf
    29.21
    pdf
    29.53
    pdf
    1.19
    pdf
    1.24
    pdf
    32.20
    pdf
    27.19
    pdf
    19.24

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3354
    3363
    25.4
    2.0
    3332
    3341
    25.4
    3.0
    3317
    3320
    19.0
    4.0
    3268
    3296
    28.5
    5.0
    3235
    3244
    19.0
    6.0
    3195
    3226
    6.3
    7.0
    3195
    3226
    19.0
    8.0
    3139
    3148
    6.0
    9.0
    3124
    3154
    25.4
    10.0
    3124
    3224
    19.0
    11.0
    3015
    3023
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    7.300
    27.500
    4.0
    5.0
    28.000
    6.0
    28.500
    46.000
    7.0
    28.000
    33.000
    8.0
    28.000
    46.000
    9.0
    28.000
    20.000
    10.0
    28.000
    38.000
    11.0
    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
    323
    58581
    0.855
    4.0
    328
    62967
    0.845
    5.0
    172
    36337
    0.853
    6.0
    166
    35799
    0.848
    7.0
    609
    129812
    0.854
    8.0
    186
    39337
    0.847
    9.0
    326
    79240
    0.849
    10.0
    595
    132925
    0.859
    11.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    2947
    3379
    CDM
    610
    3429
    CDS
    1402
    2012
    DIR
    607
    3430
    FDC
    1629
    3429
    GR
    98
    607
    GRN
    2942
    3372
    IES
    607
    3429
    LL-7
    3008
    3429
    MLL-C
    3008
    3429
    SGR
    607
    1629
    SGR-C
    1629
    3426
    SNP
    3008
    3429
    VDL
    2988
    3384
    VELOCITY
    607
    3426
    AA
    3008
    3425

  • 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
    607.0
    26
    619.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1629.0
    17 1/2
    1633.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/9
    3007.0
    12 1/4
    3018.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3389.0
    8 1/2
    3432.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    619
    1.03
    seawater
    1153
    1.70
    cacl/broxin
    1632
    1.71
    seaw/broxin
    2320
    1.71
    seaw/broxin
    3018
    1.71
    seaw/broxin
    3225
    1.71
    seaw/broxin

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    10679.00
    [ft ]
    10685.00
    [ft ]
    10759.00
    [ft ]
    149.00
    [m ]
    150.00
    [m ]
    151.00
    [m ]
    156.00
    [m ]
    157.00
    [m ]
    160.00
    [m ]
    161.00
    [m ]
    162.00
    [m ]
    165.00
    [m ]
    170.00
    [m ]