Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/3-4

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.
    2/3-4
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    2/3-4
    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.
    Norwegian Gulf Exploration Company AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    418-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    58
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.05.1984
    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.
    24.07.1984
    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.
    24.07.1986
    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.
    18.05.2004
    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
    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).
    38.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    56.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3386.0
    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).
    3386.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    109
    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° 46' 45.61'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 48' 27.89'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6293254.69
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    549360.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    129

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/3-4 was drilled by Gulf Oil Corporation - Norway Branch as a non-obligatory well on behalf of the participants in Production Licence 022. All obligatory work had been previously been done. The well is situated 275 km SSW of Stavanger. Geologically, the location was chosen on the "Ula Trend" on the NE flank of the Central Graben in the southern Norwegian North Sea. The principal objective of the well was to test structural closure of Upper Jurassic Ula Formation sandstone. This formation was believed to exist within 100 m below the nearest representative mappable seismic reflection, the Base Cretaceous Unconformity. The well was also planned to penetrate an Oligocene sand down-dip from a very small gas accumulation defined by a seismic flat spot anomaly, and which was therefore believed to be water wet at the location. The chalk reservoir was not predicted to be hydrocarbon bearing, nor was the well located within its mapped closure.
    Operations and results
    Exploration well 2/3-4 was spudded with the jack-up installation Glomar Moray Firth I on 28 may 1984 and drilled to a total depth of 3386.3 m in Permian (Zechstein) evaporites. The well was drilled with seawater and gel down to 651 m and with Safemul oil based mud from 651 m to TD. Some swelling of the Miocene clay occurred during drilling of the 17 1/2" hole, otherwise no major problems occurred. Well 2/3-4 was the first exploration well for which NPD approved that conventional wire line logs was replaced with a suite of MWD logs.
    The primary objective, Ula Formation sands, was penetrated at 3006 m and was 207 m thick. The porosity of particularly the uppermost 170 m was excellent, generally between 25% and 30%. Electric logs, and a formation fluid sample (from FMT), indicated that the reservoir was water bearing throughout. Shows detection was made difficult due to the mud used. However, spectrofluorometric analyses on cuttings samples while drilling indicated that real shows could be present in the interval between 3045 m and 3006 m. The formation pressure gradient of 1.51 psi/m (0.46 psi/ft) within the reservoir further confirmed that the pore fluid was water, and that no vertical permeability barriers were present. Two segregated FMT samples were taken at 3011.5 m and 3073 m, both contained water. One core was cut from 3125.3 m to 3144.3 m in the Ula Formation sandstone. An anomalous high gamma ray peak was observed at 3030.6 m. The well was permanently abandoned as a dry well on 24 July 1984.
    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]
    200.00
    3386.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3125.4
    3144.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3125-3128m
    Kjerne bilde med dybde: 3129-3132m
    Kjerne bilde med dybde: 3133-3136m
    Kjerne bilde med dybde: 3137-3140m
    Kjerne bilde med dybde: 3141-3143m
    3125-3128m
    3129-3132m
    3133-3136m
    3137-3140m
    3141-3143m

  • 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
    183.5
    36
    335.3
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    644.5
    26
    650.5
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1770.6
    17 1/2
    1786.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2963.9
    12 1/4
    2967.8
    1.92
    LOT
    OPEN HOLE
    3386.0
    8 1/2
    3386.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIFL ACL CDL CN GR CAL
    1685
    2965
    DIFL ACL CDL CN GR CAL
    2959
    3139
    DIFL ACL CDL CN GR CAL
    3060
    3381
    DIFL ACL CDL GR CAL
    611
    1764
    DIPLOG
    2959
    3382
    FMT
    0
    0
    MWD - GR
    644
    1780
    MWD - GR
    1828
    2959
    MWD - GR RES
    195
    644
    TEMP
    20
    620
    TEMP
    500
    2940
    VELOCITY
    611
    3381
    VSP
    1600
    3370
    XY CAL GR
    157
    648

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.98
    pdf
    23.56

  • 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
    0.21
    pdf
    0.30

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    128
    1.43
    WATER BASED
    29.05.1984
    201
    1.32
    WATER BASED
    31.05.1984
    201
    1.32
    WATER BASED
    31.05.1984
    201
    1.04
    WATER BASED
    04.06.1984
    639
    1.14
    330.0
    200.0
    OIL BASED
    15.06.1984
    651
    1.05
    6.0
    29.0
    WATER BASED
    05.06.1984
    1213
    1.26
    31.0
    22.0
    OIL BASED
    17.06.1984
    1771
    1.38
    37.0
    25.0
    OIL BASED
    25.06.1984
    2157
    1.40
    32.0
    25.0
    OIL BASED
    28.06.1984
    2563
    1.41
    39.0
    27.0
    OIL BASED
    02.07.1984
    2795
    1.41
    34.0
    11.1
    OIL BASED
    04.07.1984
    2889
    1.41
    32.0
    10.6
    OIL BASED
    04.07.1984
    2968
    1.49
    35.0
    15.4
    OIL BASED
    06.07.1984
    3001
    1.53
    36.0
    14.9
    OIL BASED
    11.07.1984
    3125
    1.56
    36.0
    14.9
    OIL BASED
    13.07.1984

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1905.0
    [m]
    DC
    RRI
    1915.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1945.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1975.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2005.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2065.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2105.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2155.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2185.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2215.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2275.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2305.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2335.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2365.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2395.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2425.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2455.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2485.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    RRI
    2525.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2575.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2675.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2695.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2785.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3006.0
    [m]
    DC
    RRI
    3034.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3113.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.5
    [m]
    DC
    RRI
    3142.0
    [m]
    DC
    RRI
    3144.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3188.0
    [m]
    DC
    RRI
    3204.0
    [m]
    DC
    RRI
    3236.0
    [m]
    DC
    RRI
    3248.0
    [m]
    DC
    RRI
    3256.0
    [m]
    DC
    RRI
    3268.0
    [m]
    DC
    RRI
    3302.0
    [m]
    DC
    RRI
    3322.0
    [m]
    DC
    RRI
    3334.0
    [m]
    DC
    RRI
    3342.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3136.00
    [m ]