Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
28.11.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/4-14 R

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.
    2/4-14 R
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/4-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINJE NS-5-235 & SP 585
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    593-L4
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    334
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.05.1989
    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.
    06.04.1990
    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.
    06.04.1992
    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.
    13.12.2005
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    LOGGING
    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.
    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.
    EARLY CRETACEOUS
    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.
    MANDAL FM
    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.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4746.0
    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).
    4745.0
    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.
    EARLY 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.
    MANDAL FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 41' 5.26'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 8' 43.08'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6282449.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    508901.59
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1440
  • Brønnhistorie

    General
    Well 2/4-14 R was designed to re-establish full well control of the uncontrolled flow in well 2/4-14 by using both well 2/4-14 R and 2/4-15 S. The RKB with Neddrill Trigon is 37 m, but all depths in this account are relative to the RKB of Treasure Saga (26 m) for easier comparison with other the well bores and re-entries involved in the blow out.
    Since the underground blow out occurred in well 2/4-14 in January 1989 various surveys and analyses had been conducted to monitor any flow of gas into shallow strata in the area. Gas bubbles from the site of the 2/4-13 well head were first time reported from ROV surveys in August 1989. A Sidescan Sonar Search was performed in the period from late June 1989 up to late March 1990. No gas leakage was detected by this method. A seismic surveillance study was performed in the 2/4-14 area by Read Well Services A/S in order to monitor the noise and acoustic activity caused by possible cracking due to migration of hydrocarbons into the shallow sand layers. Four seismometers were placed on the seafloor from 21 September to 2 October 1989. Analysis of these data proved seismic activity, possibly due to the pressure build-up and release of energy related to the hydrocarbon accumulation in the sand layers. Geochemical analyses of gas samples from wells 2/4-13, 2/4-14, and 2/4-15 were conducted. Variable mixes of shallow (biogenic) with deep reservoir (thermogenic) gasses were found in the samples, with the highest proportion of thermogenic gas in the depression of well 2/4-13. Seismic shallow anomalies corresponding to sands at 828, 492 and 445 m were mapped in March 1990, indicating recipients for leaking hydrocarbons.
    The 2/4-14 R well program covers the phase from where the 7" liner has been set, cemented, logged and successfully pressure tested in well 2/4-15 S.
    Operations and results
    Jack-up rig Neddrill Trigon arrived the 2/4-14 location on 21 March 1989. A sub sea snubbing BOP was installed on top of the Treasure Saga BOP (snubbing = forcing a pipe or tubular into a well against well bore pressure). The well was tied back to the jack-up rig with a high-pressure riser system. Two snubbing units (460 and 150 K) were used for high pressure snubbing operations during clean up, killing and plugging of the well. Pressure communication with the well was established on 1 May 1989. The sheared drill pipe was reconnected. A production logging tool (PLT) was run that indicated an underground flow of 18000 bbl/day down in the bore hole. The flow probably came up the annulus, or a hole in the drill pipe below 4000 m, and out a hole in the 9 5/8" casing around 1370 m.
    A noise log run in the relief well 2/4-15 S indicated a hole in the drill pipe of 2/4-14 at 4110 m. The drill pipe was then cut at 4062 m and snubbed out of hole. A taper mill was run down to a planned packer setting depth. This assembly became stuck at 3816 m, and while attempting to pull free, the drill pipe parted. The well flowed 1 minute through the drill pipe before the shear ram was activated leaving two fishes in the hole. A few days later the 9 5/8" casing parted at 869 m. The mechanical condition of the well steadily deteriorated after this, making further attempts to recover the bottom drill pipe fish difficult and time consuming.
    On 28 November 1989, the decision was made to utilize the relief well 2/4-15 S as the primary kill vehicle. To assist the operation, 3 1/2" tubing was snubbed in the well to a depth of 1469 m. A wire line PLT was run into the hole below the tubing to monitor the kill operation.
    The kill operation took place from 12 to 16 December 1989 after the relief well had successfully drilled into the 2/4-14 well bore at 4705 m TVD RKB. A 100 bbl barite pill was pumped from the relief well to plug the well at TD. After a 20" riser was installed, the 9 5/8" casing was cut and removed down to 881 m. A cement plug was set inside the 5" drill pipe before the pipe was cut at 3442 m, and 9 5/8" casing plugged back to 980 m. Cement was squeezed down 13 3/8" by 20" annulus, and plugs were then set inside 13 3/8" casing up to 140 m. Inspection with ROV immediately after completion found only sporadic gas leakage on the sea bed, and later ROV inspections after the borehole was permanently plugged and abandoned found no significant gas leakage.
    The well was suspended on 6 April 1990 for later re-entry and plugging with the semi-submersible rig Treasure Saga.
    Testing
    No drill stem test was performed.
  • Litostratigrafi

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

    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    40.13