Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/2-4

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.
    2/2-4
    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).
    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
    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
    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.
    2/2-4
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    574-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.04.1988
    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.
    07.06.1988
    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.
    07.06.1990
    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.
    02.03.2004
    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.
    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.
    OLIGOCENE
    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.
    VADE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    59.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4020.0
    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).
    4017.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.4
    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 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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 47' 40.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 39' 34.46'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6294866.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    540289.63
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1188

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/2-4 was drilled on the northern segment of the Alpha structure in the southeastern corner of block 2/2 on the northeastern flank of the Central Graben in the Ula-Gyda Fault zone. The structure is a salt induced dome in an area exposed to extensional tectonism where rollover mechanism may have influenced the final structure. The southern segment well 2/2-1, separated from the northern by a normal fault, proved gas in Oligocene and oil in Late Jurassic sandstones.
    The main objective of the well was to test the reservoir potential of Late Jurassic Ula Sandstone and to test a possible communication with the Alpha South structure. If hydrocarbon bearing, the objective was to prove an oil column thick enough for commercial exploitation of the Alpha structure.
    Operations and results
    Wildcat well 2/2-4 was spudded with Wilh. Wilhelmsen semi-submersible rig Treasure Saga on16 April 1988 and drilled to TD at 4020 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with spud mud down to 915 m, with KCl mud from 915 m to 3310 m, and with gel mud from 3310 m to TD. It was drilled down to top Jurassic and 9 5/8" casing was set.
    Oligocene came in at 2084 m with sand with small amounts of gas. Eight pressure points in the interval gave a water gradient of 1.0 g/cc and a gas gradient of 0.21 g/cc. The gas/water contact was defined at 2110.5 m, the same as in 2/2-1. Estimated porosity from logs was max. 27%. The main target Ula reservoir was encountered at 3324 m, but was found water wet. Only residual oil was found in the uppermost part of the Ula sandstone and in siltstone of the Bryne Formation. No cores were cut. One FMT segregated sample recovered gas from 2109 m in Oligocene. The gas was very dry with 97% methane. The well was abandoned on 7 June 1988 as a gas appraisal 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]
    210.00
    4019.00

  • 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
    207.0
    36
    207.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    897.0
    26
    915.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2304.0
    17 1/2
    2319.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3295.0
    12 1/4
    3321.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    4020.0
    8 1/2
    4020.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    2304
    3309
    CDL CNL GR
    2304
    3309
    CDL CNL GR
    3295
    4020
    CDL CNL LS BHC GR
    898
    2296
    COREGUN
    0
    0
    COREGUN
    0
    0
    COREGUN
    0
    0
    DIFL LS BHC GR
    2304
    3310
    DIFL LS BHC GR
    3265
    4020
    DIPLOG
    2304
    3309
    DIPLOG
    3300
    4020
    DLL MLL GR
    898
    2298
    FMT
    2086
    2177
    FMT
    3327
    3868
    FMT
    3327
    3868
    MWD - GR RES DEV
    207
    4020
    VSP
    2000
    4020

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.87

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.80

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.39

  • 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
    0.31
    pdf
    0.26

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    120
    1.46
    15.0
    4.4
    WATER BASED
    07.06.1988
    123
    1.05
    WATER BASED
    18.04.1988
    207
    1.05
    4.0
    13.0
    WATER BASED
    19.04.1988
    400
    1.13
    4.0
    12.0
    WATER BASED
    20.04.1988
    770
    1.12
    4.0
    12.0
    WATER BASED
    22.04.1988
    915
    1.12
    5.0
    10.1
    WATER BASED
    22.04.1988
    915
    1.15
    WATER BASED
    27.04.1988
    915
    1.15
    4.0
    9.6
    WATER BASED
    27.04.1988
    1060
    1.16
    20.0
    8.7
    WATER BASED
    27.04.1988
    1405
    1.23
    22.0
    9.1
    WATER BASED
    27.04.1988
    1730
    1.40
    24.0
    7.7
    WATER BASED
    28.04.1988
    1764
    1.42
    31.0
    7.7
    WATER BASED
    29.04.1988
    1925
    1.42
    29.0
    6.8
    WATER BASED
    02.05.1988
    2035
    1.42
    26.0
    6.3
    WATER BASED
    02.05.1988
    2064
    1.42
    27.0
    5.8
    WATER BASED
    02.05.1988
    2209
    1.42
    24.0
    5.3
    WATER BASED
    03.05.1988
    2245
    1.42
    23.0
    5.8
    WATER BASED
    04.05.1988
    2319
    1.42
    17.0
    3.9
    WATER BASED
    06.05.1988
    2319
    1.42
    17.0
    3.9
    WATER BASED
    09.05.1988
    2319
    1.42
    18.0
    3.9
    WATER BASED
    05.05.1988
    2319
    1.42
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    09.05.1988
    2450
    1.42
    17.0
    5.3
    WATER BASED
    10.05.1988
    2598
    1.45
    21.0
    7.2
    WATER BASED
    13.05.1988
    2703
    1.45
    18.0
    7.7
    WATER BASED
    13.05.1988
    2793
    1.45
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    16.05.1988
    2793
    1.45
    19.0
    7.7
    WATER BASED
    13.05.1988
    2932
    1.50
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    16.05.1988
    3086
    1.50
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    16.05.1988
    3100
    1.52
    20.0
    5.3
    WATER BASED
    24.05.1988
    3100
    1.52
    21.0
    5.8
    WATER BASED
    24.05.1988
    3100
    1.52
    22.0
    4.8
    WATER BASED
    24.05.1988
    3146
    1.46
    15.0
    4.4
    WATER BASED
    07.06.1988
    3157
    1.50
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    18.05.1988
    3177
    1.50
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    18.05.1988
    3226
    1.52
    18.0
    6.3
    WATER BASED
    19.05.1988
    3283
    1.52
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    20.05.1988
    3310
    1.52
    21.0
    5.8
    WATER BASED
    24.05.1988
    3321
    1.48
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    25.05.1988
    3538
    1.48
    22.0
    6.3
    WATER BASED
    26.05.1988
    3709
    1.48
    30.0
    8.2
    WATER BASED
    30.05.1988
    3859
    1.48
    32.0
    8.2
    WATER BASED
    30.05.1988
    3902
    1.48
    32.0
    9.1
    WATER BASED
    30.05.1988
    4009
    1.48
    29.0
    7.2
    WATER BASED
    30.05.1988
    4020
    1.48
    23.0
    5.3
    WATER BASED
    31.05.1988
    4020
    1.48
    22.0
    6.3
    WATER BASED
    01.06.1988
    4020
    1.48
    22.0
    6.3
    WATER BASED
    02.06.1988
    4020
    1.46
    21.0
    6.3
    WATER BASED
    03.06.1988
    4020
    1.46
    17.0
    4.4
    WATER BASED
    07.06.1988
    4020
    1.46
    20.0
    5.3
    WATER BASED
    07.06.1988

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2197.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2279.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3218.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3225.0
    [m]
    DC
    RRI
    3235.0
    [m]
    DC
    RRI
    3317.0
    [m]
    DC
    RRI
    3335.0
    [m]
    DC
    RRI
    3416.0
    [m]
    DC
    RRI
    3435.0
    [m]
    DC
    RRI
    3446.0
    [m]
    DC
    RRI
    3476.0
    [m]
    DC
    RRI
    3485.0
    [m]
    DC
    RRI
    3494.0
    [m]
    DC
    RRI
    3506.0
    [m]
    DC
    RRI
    3515.0
    [m]
    DC
    RRI
    3524.0
    [m]
    DC
    RRI
    3545.0
    [m]
    DC
    RRI
    3554.0
    [m]
    DC
    RRI
    3566.0
    [m]
    DC
    RRI
    3575.0
    [m]
    DC
    RRI
    3584.0
    [m]
    DC
    RRI
    3605.0
    [m]
    DC
    RRI
    3614.0
    [m]
    DC
    RRI
    3626.0
    [m]
    DC
    RRI
    3635.0
    [m]
    DC
    RRI
    3644.0
    [m]
    DC
    RRI
    3656.0
    [m]
    DC
    RRI
    3665.0
    [m]
    DC
    RRI
    3674.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3695.0
    [m]
    DC
    RRI
    3704.0
    [m]
    DC
    RRI
    3725.0
    [m]
    DC
    RRI
    3734.0
    [m]
    DC
    RRI
    3755.0
    [m]
    DC
    RRI
    3785.0
    [m]
    DC
    RRI
    3806.0
    [m]
    DC
    RRI
    3815.0
    [m]
    DC
    RRI
    3824.0
    [m]
    DC
    RRI
    3836.0
    [m]
    DC
    RRI
    3875.0
    [m]
    DC
    RRI
    3884.0
    [m]
    DC
    RRI
    3908.0
    [m]
    DC
    GEUS
    3911.0
    [m]
    DC
    GEUS
    3914.0
    [m]
    DC
    RRI
    3917.0
    [m]
    DC
    GEUS
    3920.0
    [m]
    DC
    GEUS
    3923.0
    [m]
    DC
    GEUS
    3926.0
    [m]
    DC
    RRI
    3935.0
    [m]
    DC
    RRI
    3944.0
    [m]
    DC
    RRI
    3968.0
    [m]
    DC
    RRI
    3986.0
    [m]
    DC
    RRI
    4016.0
    [m]
    DC
    RRI