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

15/12-19

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.
    15/12-19
    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
    Pressemelding
    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
    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.
    15/12-19
    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.
    BG Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1164-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    93
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.02.2008
    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.
    20.05.2008
    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.
    20.05.2010
    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.
    20.05.2010
    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/GAS
    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.
    TRIASSIC
    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.
    SKAGERRAK FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    43.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    85.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3212.0
    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).
    3211.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    134
    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.
    58° 0' 13.64'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 55' 16.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6429787.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436238.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5705

  • Brønnhistorie
    General
    The Pi North well 15/12-19 was drilled on the northern lobe of the Maureen Terrace in the North Sea. The prospect is adjacent to the UK Armada complex of Fields (Fleming, Drake and Hawkins) and the Seymour Fields to the West and the Varg and Rev Fields to the North. The main objective of the well was to test the hydrocarbon potential in Sleipner/Skagerrak sandstone formations in the Pi North structure.
    Operations and results
    Well was spudded with the jack-up installation Mærsk Guardian on18 February 2008 and drilled to TD at 3212 m in Triassic rocks of the Skagerrak Formation. A 9 7/8" shallow gas pilot hole was drilled from TD in the 36" section at 203.5 m to 672 m. No shallow gas was seen. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with sea water and pre-hydrated bentonite down to 672 m, with Aquadrill mud from 672 m to 1364 m, and with Carbo SEA oil based mud from 1364 m to TD.
    Top Jurassic was encountered at 2969 m and consisted of only 4 m Draupne Formation directly overlying the Triassic Skagerrak Formation. No sediments of the Jurassic Sleipner Formation were encountered. The Skagerrak Formation was hydrocarbon bearing. The sandstones had an average porosity of 17% net when using an 11.8% cut off in the oil case and 8.1% in the gas case. The reservoir system was complex with an upper reservoir with gas down to 2986.8 m (13.8 m TVD gross gas column, 9.21m net pay) and an underlying oil column of 35.7 m TVD gross (13.11m net pay). A lower reservoir with a 16.5 m TVD gross oil-leg (3.81 m net pay) was encountered at 3044.5 m. The two oil zones were separated by a 22 m thick zone of movable water (confirmed by RCI water samples). Pressure data in the different reservoir zones indicated different pressure regimes and varying pressure depletion caused by production from neighbouring fields. No oil shows were observed in the well other than in the Skagerrak reservoir sections.
    Three cores totalling 156.69 m were cut with 100% core recovery from 2975.0 to 3131.7 m in the Skagerrak Formation.
    RCI wire line fluid samples were taken at 2973.5 m (gas), 2983 m (gas), 2994.5 (oil), 3023.5 m (water/oil mix), 3056.2 m (oil), 3030.1 m (water), 3015 m (oil), and 3117.5 m (water).
    The well was permanently abandoned on 20 May as an oil and gas discovery.
    Testing
    Three drill stem test were conducted in the Skagerrak Formation.
    DST 1A tested the interval 3088 - 3102 m. It produced 318 Sm3 oil and 29450 Sm3 gas /day through a 28/64" choke in the main flow. The GOR was 93 Sm3/Sm3. The bottom hole temperature was 130.8 deg C.
    DST 1B tested the intervals 3088 - 3102 m and 3036.5 - 3064 m. It produced 657 Sm3 oil and 156620 Sm3 gas /day through a 44/64" choke in the main flow. The GOR was 239 Sm3/Sm3. The bottom hole temperature was 130.0 deg C.
    DST 1C tested the interval 3088 - 3102 m, 3036.5 - 3064 m, and 3023 - 3029 m. It produced 396 Sm3 oil and 831297 Sm3 gas /day through a 56/64" choke in the main flow. The GOR was 2102 Sm3/Sm3. The bottom hole temperature was 127.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    200.00
    3212.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2975.0
    3002.5
    [m ]
    2
    3002.5
    3066.9
    [m ]
    3
    3067.1
    3131.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    156.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    OIL
    YES
    DST
    0.00
    0.00
    WATER
    YES
    DST
    1 C
    3058.00
    2980.00
    OIL
    10.05.2008 - 02:26
    YES

  • 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
    194.0
    36
    203.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    661.0
    24
    672.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1360.0
    17 1/2
    1364.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2905.0
    12 1/4
    2911.0
    1.56
    LOT
    OPEN HOLE
    3212.0
    8 1/2
    3212.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3088
    3102
    11.0
    2.0
    3036
    3102
    17.5
    3.0
    3023
    3102
    22.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    131
    2.0
    131
    3.0
    127
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    318
    29450
    0.680
    93
    2.0
    657
    156621
    0.680
    239
    3.0
    396
    831297
    0.680
    2102

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MRCH TTRM GR EI
    2911
    3210
    MRCH TTRM GR RCI
    2973
    3190
    MRCH TTRM MREX
    2924
    3208
    MRT TTRM GR VSP MLR4+ARS
    275
    3200
    MWD - DIR
    127
    206
    MWD - DIR
    206
    669
    MWD - DIR GR RES PWD
    206
    672
    MWD - DIR GR RES PWD D/N
    2906
    3212
    MWD- DIR GR RES PWD
    1359
    2911
    TTRM GR CN CDL
    2880
    3212
    TTRM GR SW MT
    2973
    3117
    TTRM SGR HDIL XMAC F1
    128
    3212

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    447
    1.06
    9.0
    Spud Mud
    471
    0.00
    5.0
    Spud Mud
    606
    1.08
    5.0
    Spud Mud
    672
    1.25
    17.0
    KCl/Poly/Glycol
    893
    0.00
    13.0
    KCl/Poly/Glycol
    1282
    0.00
    17.0
    KCl/Poly/Glycol
    1364
    1.42
    17.0
    KCl/Poly/Glycol
    1364
    0.00
    16.0
    KCl/Poly/Glycol
    1400
    1.47
    37.0
    CarboSEA
    2160
    0.00
    35.0
    CarboSEA
    2737
    0.00
    31.0
    CarboSEA
    2911
    1.47
    29.0
    CarboSEA
    2955
    1.38
    29.0
    CarboSEA
    2975
    0.00
    29.0
    CarboSEA
    3001
    0.00
    29.0
    CarboSEA
    3131
    1.31
    27.0
    CarboSEA
    3175
    1.34
    Salt Base
    3212
    0.00
    Salt Base
    3212
    0.00
    32.0
    CarboSEA
    3212
    1.35
    29.0
    CarboSEA