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

2/1-10

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.
    2/1-10
    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.
    2/1-10
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    703-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.11.1991
    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.
    14.01.1992
    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.
    14.01.1994
    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.
    24.09.2002
    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
    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 SHOWS
    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).
    23.0
    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").
    4525.0
    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).
    4523.1
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.65
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    163
    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.
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 57' 53.61'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 1' 19.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6313619.42
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    501346.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1865

  • Brønnhistorie
    General
    The well 2/1-10 was drilled on a prospect located within PL 164, 7.8km Northwest of Gyda Platform. The primary objective was to test the Upper Jurassic Ula Formation, if successfully, to prove a volume of oil that was commercial as a tie back development to the Gyda Platform. A secondary target was a younger Ula Formation interval.
    Operations and results
    The wildcat well 2/1-10 was spudded on 9 November 1991 with the semi-submersible installation "Ross Isle", and was completed 14 January 1992 in the Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 1101 m and with KCl polymer mud from 1101 m to TD. The upper part of the Ula Formation was encountered at 4189.5 m, 50 m deeper than originally predicted. A 133 m thick Ula Formation was encountered instead of the most likely prognosed model of 15 to 30 m thick Ula formation (intra Farsund) sandstone, separated from underlying Ula Sandstone by a 50 to 60 m thick Farsund mudstone. The Ula Formation was cored from 4194 m to 4289.5 m. Fair quality shows was observed in uppermost 5 meter of sandstone only. 2/1-10 was plugged and abandoned as 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]
    1110.00
    4525.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4193.0
    4219.0
    [m ]
    2
    4219.0
    4246.0
    [m ]
    3
    4246.0
    4272.7
    [m ]
    4
    4272.7
    4278.5
    [m ]
    5
    4278.5
    4288.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4193-4198m
    Kjerne bilde med dybde: 4198-4203m
    Kjerne bilde med dybde: 4203-4208m
    Kjerne bilde med dybde: 4208-4213m
    Kjerne bilde med dybde: 4213-4218m
    4193-4198m
    4198-4203m
    4203-4208m
    4208-4213m
    4213-4218m
    Kjerne bilde med dybde: 4218-4221m
    Kjerne bilde med dybde: 4221-4226m
    Kjerne bilde med dybde: 4226-4231m
    Kjerne bilde med dybde: 4231-4236m
    Kjerne bilde med dybde: 4236-4241m
    4218-4221m
    4221-4226m
    4226-4231m
    4231-4236m
    4236-4241m
    Kjerne bilde med dybde: 4241-4246m
    Kjerne bilde med dybde: 4246-4250m
    Kjerne bilde med dybde: 4250-4255m
    Kjerne bilde med dybde: 4255-4260m
    Kjerne bilde med dybde: 4260-4265m
    4241-4246m
    4246-4250m
    4250-4255m
    4255-4260m
    4260-4265m
    Kjerne bilde med dybde: 4265-4270m
    Kjerne bilde med dybde: 4270-4274m
    Kjerne bilde med dybde: 4274-4279m
    Kjerne bilde med dybde: 4279-4284m
    Kjerne bilde med dybde: 4284-4288m
    4265-4270m
    4270-4274m
    4274-4279m
    4279-4284m
    4284-4288m

  • 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
    160.0
    36
    161.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1096.0
    17 1/2
    1100.0
    1.99
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3234.0
    12 1/4
    3236.0
    1.94
    LOT
    LINER
    7
    4525.0
    8 1/2
    4525.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    3840
    4515
    DIL LLS GR
    89
    3241
    DLL MSFL SDT GR
    3233
    4525
    LDL CNL GR
    4050
    4525
    MWD
    89
    4525
    RFT GR
    4193
    4463
    RFT GR
    4226
    4226
    SHDT GR
    3800
    4525
    VSP
    1000
    4375

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.61

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.75
    pdf
    9.65
    PDF
    22.86

  • 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
    0.49
    pdf
    0.25

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    687
    1.60
    28.0
    3.8
    WATER BASED
    14.01.1992
    817
    1.59
    30.0
    4.8
    WATER BASED
    14.01.1992
    1100
    1.08
    WATER BASED
    15.11.1991
    1100
    1.07
    WATER BASED
    19.11.1991
    1100
    1.08
    WATER BASED
    13.11.1991
    1100
    1.08
    WATER BASED
    15.11.1991
    1100
    1.07
    54.0
    15.4
    WATER BASED
    19.11.1991
    1100
    1.03
    WATER BASED
    19.11.1991
    1101
    1.40
    32.0
    9.1
    WATER BASED
    20.11.1991
    1250
    1.45
    29.0
    8.2
    WATER BASED
    20.11.1991
    1636
    1.57
    32.0
    8.6
    WATER BASED
    20.11.1991
    1763
    1.60
    35.0
    8.6
    OIL BASED
    21.11.1991
    2023
    1.60
    41.0
    9.1
    WATER BASED
    22.11.1991
    2172
    1.60
    41.0
    7.7
    WATER BASED
    25.11.1991
    2290
    1.60
    45.0
    9.6
    WATER BASED
    25.11.1991
    2502
    1.60
    43.0
    9.1
    WATER BASED
    25.11.1991
    2710
    1.60
    44.0
    8.2
    WATER BASED
    26.11.1991
    2864
    1.60
    41.0
    7.7
    WATER BASED
    27.11.1991
    2906
    1.60
    44.0
    8.2
    WATER BASED
    28.11.1991
    3002
    1.60
    43.0
    9.2
    WATER BASED
    29.11.1991
    3060
    1.60
    49.0
    10.6
    WATER BASED
    02.12.1991
    3119
    1.60
    40.0
    9.1
    WATER BASED
    02.12.1991
    3128
    1.57
    47.0
    7.2
    WATER BASED
    14.01.1992
    3128
    1.57
    40.0
    6.7
    WATER BASED
    14.01.1992
    3162
    1.60
    49.0
    10.6
    WATER BASED
    02.12.1991
    3242
    1.60
    47.0
    10.8
    WATER BASED
    04.12.1991
    3242
    1.60
    45.0
    9.3
    WATER BASED
    05.12.1991
    3242
    1.61
    61.0
    13.4
    WATER BASED
    05.12.1991
    3242
    1.61
    44.0
    10.6
    WATER BASED
    06.12.1991
    3313
    1.30
    35.0
    12.0
    WATER BASED
    09.12.1991
    3366
    1.55
    42.0
    13.0
    WATER BASED
    09.12.1991
    3420
    1.55
    38.0
    11.0
    WATER BASED
    09.12.1991
    3572
    1.55
    43.0
    12.0
    WATER BASED
    11.12.1991
    3695
    1.55
    40.0
    11.0
    WATER BASED
    12.12.1991
    3721
    1.55
    40.0
    11.0
    WATER BASED
    12.12.1991
    3772
    1.55
    43.0
    11.5
    WATER BASED
    13.12.1991
    3817
    1.55
    40.0
    10.6
    WATER BASED
    16.12.1991
    3900
    1.55
    37.0
    8.6
    WATER BASED
    16.12.1991
    3954
    1.55
    46.0
    11.5
    WATER BASED
    16.12.1991
    3992
    1.55
    43.0
    10.1
    WATER BASED
    17.12.1991
    4092
    1.57
    51.0
    10.6
    WATER BASED
    09.01.1992
    4121
    1.55
    44.0
    11.0
    WATER BASED
    18.12.1991
    4193
    1.55
    43.0
    10.6
    WATER BASED
    19.12.1991
    4221
    1.55
    42.0
    10.6
    WATER BASED
    20.12.1991
    4244
    1.56
    41.0
    9.1
    WATER BASED
    23.12.1991
    4272
    1.55
    44.0
    9.6
    WATER BASED
    23.12.1991
    4277
    1.55
    41.0
    9.1
    WATER BASED
    23.12.1991
    4287
    1.55
    42.0
    9.6
    WATER BASED
    27.12.1991
    4328
    1.55
    48.0
    11.0
    WATER BASED
    27.12.1991
    4424
    1.55
    49.0
    11.5
    WATER BASED
    27.12.1991
    4443
    1.55
    52.0
    13.4
    WATER BASED
    27.12.1991
    4443
    1.55
    49.0
    12.0
    WATER BASED
    30.12.1991
    4443
    1.55
    50.0
    13.0
    WATER BASED
    30.12.1991
    4525
    1.55
    50.0
    12.0
    WATER BASED
    30.12.1991
    4525
    1.55
    49.0
    10.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    42.0
    8.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    49.0
    10.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    48.0
    10.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    42.0
    8.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    48.0
    10.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    42.0
    8.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    53.0
    10.6
    WATER BASED
    08.01.1992
    4525
    1.55
    48.0
    10.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.55
    49.0
    10.6
    WATER BASED
    06.01.1992
    4525
    1.57
    57.0
    13.0
    WATER BASED
    07.01.1992

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4127.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4133.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4139.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4145.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4151.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4157.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4163.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4169.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4175.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4181.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4187.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4194.4
    [m]
    C
    PETROS
    4196.1
    [m]
    C
    PETROS
    4198.7
    [m]
    C
    PETROS
    4203.2
    [m]
    C
    PETROS
    4204.0
    [m]
    C
    PETROS
    4205.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4210.7
    [m]
    C
    PETROS
    4213.0
    [m]
    C
    PETROS
    4219.3
    [m]
    C
    PETROS
    4224.4
    [m]
    C
    PETROS
    4230.1
    [m]
    C
    PETROS
    4230.3
    [m]
    C
    PETROS
    4233.2
    [m]
    C
    PETROS
    4239.6
    [m]
    C
    PETROS
    4245.5
    [m]
    C
    PETROS
    4247.5
    [m]
    C
    PETROS
    4252.8
    [m]
    C
    PETROS
    4256.6
    [m]
    C
    PETROS
    4260.3
    [m]
    C
    PETROS
    4262.3
    [m]
    C
    PETROS
    4266.1
    [m]
    C
    PETROS
    4271.4
    [m]
    C
    PETROS
    4274.5
    [m]
    C
    PETROS
    4277.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4279.4
    [m]
    C
    PETROS
    4287.4
    [m]
    C
    PETROS
    4307.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4319.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4331.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4343.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4355.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4361.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4373.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4385.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4397.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4403.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4415.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4427.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4433.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4442.0
    [m]
    DC
    PETROS