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

2/4-21

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.
    2/4-21
    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.
    2/4-21
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1382-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    127
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.01.2012
    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.
    24.05.2012
    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.
    24.05.2014
    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.
    24.05.2014
    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/CONDENSATE
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    FARSUND FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    48.1
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    67.4
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5395.0
    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).
    5392.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    183
    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 JURASSIC
    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.
    FARSUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 42' 0.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 8' 34.31'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6284166.46
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    508748.77
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6736

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/4-21 was drilled on the King Lear prospect in the Central Graben of the Norwegian North Sea, approximately 20 km north of the Ekofisk Field. The prospect was considered a part of the same reservoir as in the 2/4-14 well that ultimately ended up in a major underground blowout in 1989. The main objective of the well was to prove commercial hydrocarbons in intra-Farsund Formation sandstone units.
    Operations and results
    Well 2/4-21 was spudded with the jack-up installation Mærsk Gallant on 19 Jan.2012 and drilled to TD at 5395 m in the Late Jurassic Farsund Formation. No over-pressured shallow gas was seen, but a 2-3 m thick sand at 627 m contained normal-pressured gas with a composition consistent with a biogenic origin. The well was planned as an HPHT well with pressure prognosis based on results from the 2/4-18 well. Pressures proved to be even higher than prognosed and at 5029 m influx of gas occurred. The well was shut in and after several days control operations the mud was weighted up to 2.1 g/cm3 and drilling continued to TD. Well 2/4-21 was plugged back after having reached TD. All data acquisition was carried out in the main track, but it was decided to drill a parallel vertical sidetrack (2/4-21 T2) for the purpose of achieving good cores from the main reservoir level (the Farsund II sandstone). The sidetrack was kicked off successfully at 4933m and the operations were carried out according to plan. The well was drilled with sea water/spud mud down to 248 m, with spud mud/KCl/Polymer mud from 248 to 453 m, with KCl/polymer/GEM mud from 453 to 1019 m, with oil based XP07-low ECD mud from 1019 m to 3022 m, and with oil based XP07-HPHT mud from 3022 m to TD. Oil based XP07-HPHT mud was used also in the coring side track.
    Top Mandal Formation was encountered at 4767 m and top Farsund Formation at 4795 m. A main Intra Farsund Formation sandstone was penetrated as prognosed from 5122 to 5173 m. This interval had 23 m good quality reservoir sand with 21% porosity and 13 mD permeability. It contained rich gas-condensate in a gas-down-to situation. The pressure survey indicated pressure depletion compared to thin sandstones above and below the main reservoir due to the underground blow-out in well 2/4-14. Prognosed sandstone units below this level proved to be thin cemented sandstone and limestone stringers. No fluorescent shows are described from the cuttings in the Farsund II unit / main reservoir. Descriptions from the sidewall cores indicate oil stain and hydrocarbon odour on samples as shallow as 4996 m and tar filled voids down to 5182 m.
    One core was cut in the Farsund Formation in the primary well bore from 5069 m to 5083. 5 m. Two further cores were cut in the Farsund Formation in the 2/4-21 T2 sidetrack from 5116 m to 5166 m. Wire line fluid samples were taken at 5053.5 m (oil and gas; considered as the best sample with only 2.3% mud contamination), 5122.5 m (oil and gas; medium quality sample), and 5167.5 m (oil and gas). PVT analyses of the samples showed a GOR in the range 1200 - 1400 Sm3/Sm3.
    The well was permanently abandoned on 24 May 2012 as a gas-condensate discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed.
    l>

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    260.00
    5394.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5069.0
    5083.4
    [m ]
    2
    5116.0
    5136.9
    [m ]
    3
    5139.0
    5166.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    62.5
    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
    MDT
    0.00
    5167.50
    CONDENSATE
    YES
    MDT
    0.00
    5121.50
    CONDENSATE
    YES
    MDT
    0.00
    5053.50
    CONDENSATE
    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
    240.0
    36
    248.0
    1.20
    FIT
    SURF.COND.
    20
    434.0
    26
    453.0
    1.40
    FIT
    PILOT HOLE
    447.0
    9 7/8
    447.0
    0.00
    INTERM.
    16
    1005.0
    20
    1019.0
    1.68
    FIT
    INTERM.
    14
    3003.0
    17 1/2
    3022.0
    1.90
    FIT
    INTERM.
    9 7/8
    4638.0
    12 1/4
    4649.0
    2.16
    FIT
    OPEN HOLE
    5395.0
    8 1/2
    5573.0
    0.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    3100
    4625
    CORGUN
    5068
    5083
    CTN ALD EWR P4 DGR PWD DIR FTWD
    5030
    5250
    DIR PWD
    253
    447
    EWR - P4 DGR DIR PWD
    253
    5030
    EWR P4 DEG GEOPILOT PWD
    1015
    3019
    GEOTAP GM EWR P4 PWD ALD CTN DIR
    5250
    5395
    HNGS AIT PEX
    4600
    5256
    MDT
    4994
    5243
    MDT
    5053
    5122
    MDT
    5167
    5167
    MSCT
    4995
    5245
    MWD
    115
    253
    OBMI IS MSIP GR
    3600
    5257
    VSI ZO
    2569
    5256
    XPT
    0
    0

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    248
    1.10
    33.0
    KCl/Polymer
    447
    1.20
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    447
    1.13
    16.0
    KCl/Polymer
    652
    1.16
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1015
    1.22
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    1244
    1.45
    19.0
    OBM-Low ECD
    2320
    1.60
    21.0
    OBM-Low ECD
    3019
    1.60
    23.0
    OBM-Low ECD
    3414
    1.61
    28.0
    OBM-Low ECD
    4140
    1.61
    28.0
    OBM-Low ECD
    4513
    1.74
    32.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4646
    2.04
    43.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4646
    1.78
    36.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4646
    1.76
    34.0
    OBM-Low ECD
    4649
    2.08
    77.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4840
    2.04
    41.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4932
    2.08
    64.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5013
    2.04
    45.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5029
    2.08
    54.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5029
    2.09
    51.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5029
    2.09
    52.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5063
    2.08
    58.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5083
    2.08
    56.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5115
    2.08
    67.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5139
    2.08
    73.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5166
    2.08
    73.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5250
    2.10
    61.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5250
    2.10
    61.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5392
    2.08
    63.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    5395
    2.08
    62.0
    OBM-Low ECD-HTHP