Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/4-20

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.
    2/4-20
    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
    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.
    2/4-20
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Line 7832 Trace 17200 (VGCNS-05 3D)
    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.
    ConocoPhillips Skandinavia AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1142-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    175
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.09.2007
    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.
    14.03.2008
    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.
    14.03.2010
    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.
    14.03.2010
    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
    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).
    NO
    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.
    DRY
    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).
    45.0
    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").
    5719.0
    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).
    5673.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    197
    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 PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 36' 43.17'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 8' 40.08'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6274345.10
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    508867.61
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5556

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/4-20 was drilled in the Feda Graben ca 8 km north of the Ekofisk Field and 5 km east of the Albuskjell Field in the Central Graben of the North Sea. The purpose of the 2/4-20 North Ekofisk exploration well was to test potential reservoirs in the pre-Cretaceous High-Pressure-High-Temperature play at both Jurassic and Permian Rotliegendes levels. The 2/4-17 Tjalve Discovery drilled in 1991ca 9 km to the north-east of 2/4-20 had proved condensate in deep Oxfordian sand and traces of hydrocarbons in the Rotliegendes Group. The main targets in the well were two Jurassic potential reservoir horizons: a primary target J50 (Oxfordian) sandstone and a secondary target J40 (Callovian) sandstone. In the Permian excellent reservoir sandstones analogous to 2/4-17 were expected to consist of Rotliegendes Group strata, largely of aeolian origin. Planned TD was at 5695 m with an expected TD temperature of 195 deg C.
    Operations and results
    Wildcat well 2/4-20 was spudded with the jack-up installation Mærsk Galant on 22 November 2007 and drilled to TD at 5719 m in the Early Permian Rotliegendes Group. The 2/4-20 HPHT well was drilled within risked AFE time and cost. The well took a total of 189.1 days (including 7.9 days WOW). The R70 shallow gas reflector (Crenulate Reflector) was drilled at 645 m with 11.0 ppg mud and a gas peak of 4.4% recorded. The section was cased with a 16" liner. At 1786m, a 35 bbl kick of 13.65 ppg intensity was taken in a thin (1.5m thick) sand sitting directly on the Mid Miocene unconformity. The mud weight at the time was 13.0 ppg. The well was killed with 14.0 ppg mud using a modified driller?s method. With a maximum measured temperature at TD of 194 deg C, Horner corrected to 197 deg C, this was the hottest well on the Norwegian continental shelf to date.
    The well was drilled with seawater/hi-vis sweeps/spud mud down to 479 m, with Versatec OBM from 479 m to 2888 m, with Paratherm OBM from 2888 m to 4766 m, and with WARP OBM from 2888 m to TD. The WARP mud used in the 8 1/2" and 5 3/4" hole sections proved difficult to clean off the cuttings samples. It posed problems for biostratigraphic analyses and proved detrimental to organic geochemical analyses.
    The Late Jurassic J60 - J70 Kimmeridge Clay equivalent (Draupne Formation) seen in the 2/4-19 B well was not present in 2/4-20 having been eroded down into the Farsund Formation at crest of structure. A significant thickness of sand was penetrated at a number of stratigraphic levels. The J50 target sands were not developed in the well location. Below this however, was encountered a thick J54 Lower Ula Sandstone sequence (top 5183.5 m); well developed sands of the J40-J22 Bryne Formation (top 5340 m); and a 51m-thick (gross) sandstone/shale unit of undifferentiated Jurassic/Triassic age (top 5453 m). Below the Zechstein evaporites, a sequence of Permian Rotliegendes sandstones was drilled down to the TD of the well.
    Jurassic reservoir presence and quality was significantly greater than pre-drill estimates. Jurassic J54 net porosity-metres was seven times greater than the pre-drill P50 prediction with two, thick, stacked shoreface sequences totalling 156.5 m gross being penetrated. The J40 ? J22 fluvio-deltaic Bryne reservoir consisted of 113m gross of interbedded sands, silts and coals. Pre-drill there was estimated to be only a 20% chance of this reservoir being present. The Rotliegendes Auk Formation, penetrated at 5592.5 m, consisted of 99.5 m of an Upper Unit of very tight non-reservoir argillaceous sandstones, underlain by 35 m-thick Lower Unit of better quality sandstones down to TD.
    Shows detection was made difficult by the Versatec, Paratherm and WARP oil based mud used as drilling fluids for the entire well below 479 m. The only shows encountered were in the top of the Ekofisk Formation where faint oil shows were observed, and in the upper part of the Rotliegendes Sandstone where very weak slow white cut fluorescence was noted. White fluorescent fluid inclusions in the Rotliegendes strengthened the evidence for migrated light hydrocarbons in these strata
    No sidewall or conventional cores were cut in the well. No wire line fluid samples were taken. Pressure points were recorded with the XPT and MDT tools. I n the Rotliegendes sandstone at TD pressures were acquired with the XPT-H tool, run in this well as the first in the world. The number of good pressure points obtained were in general sparse, but showed that the Jurassic and Permian reservoirs sections were in different pressure compartments. The logging programme also included a CMR magnetic resonance run in the 8 1/2" section to explore the poroperm properties of the lower Ula Formation sandstone.
    The well was permanently abandoned on 14 March 2008 as a 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]
    210.00
    5719.00

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR GR
    5167
    5250
    MWD LWD - DGR
    479
    2888
    MWD LWD - DGR EWR PWD
    3551
    5719
    MWD LWD - DWD
    113
    479
    MWD LWD - EWR PWD AGR ALD CTN BA
    2888
    3551
    QAIT QSLT QLDT QCNT QTGC SON GR
    100
    5433
    QAST
    1441
    5715
    QLDT QCNT QTGC
    5450
    5727
    QLDT QCNT QTGC QSLT QSCS
    5300
    5560
    WAIT QSLT QTGC
    5440
    5727
    XPT QTGC
    5185
    5352
    XPT QTGC
    5694
    5723

  • 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
    195.0
    36
    201.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    473.0
    26
    479.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    16
    1451.0
    20
    1461.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    2883.0
    17 1/2
    2888.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    10 3/4
    4763.0
    12 1/4
    4766.0
    1.91
    LOT
    LINER
    7
    5565.0
    8 1/2
    5565.0
    2.25
    LOT
    OPEN HOLE
    5719.0
    5 3/4
    5719.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    94
    1.08
    5.0
    SPUD MUD
    128
    1.05
    6.0
    WATER BASE
    146
    1.13
    7.0
    WATER BASE
    442
    1.39
    36.0
    OIL BASE
    445
    1.57
    39.0
    OIL BASE
    670
    1.70
    35.0
    OIL BASE
    1082
    1.75
    41.0
    OIL BASE
    1204
    1.73
    43.0
    OIL BASE
    1353
    1.38
    33.0
    OIL BASE
    1402
    1.77
    51.0
    OIL BASE
    1410
    1.77
    46.0
    OIL BASE
    1448
    1.38
    33.0
    OIL BASE
    1667
    2.08
    60.0
    OIL BASE
    4746
    1.77
    42.0
    OIL BASE
    4847
    2.12
    57.0
    OIL BASE
    5002
    2.12
    59.0
    OIL BASE
    5133
    2.12
    61.0
    OIL BASE
    5440
    2.12
    61.0
    HPHT OB WARP
    5608
    2.06
    55.0
    OIL BASE
    5719
    2.08
    49.0
    OIL BASE