Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/5-13

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.
    2/5-13
    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.
    2/5-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey VGCNS-05-inline6648 & crossline 18857
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1203-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    119
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.09.2008
    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.
    21.01.2009
    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.
    21.01.2011
    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.
    03.01.2011
    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).
    45.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    65.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4675.0
    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).
    4675.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    0.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    169
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 42' 3.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 23' 27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6284311.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    523933.48
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5948

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/5-13 was drilled on the Steinbit Terrace in the North Sea. The objective of the well was to test the hydrocarbon potential in the Verona prospect, with the Ula Formation as the primary target, and the Bryne/Skagerrak fm's sandstones as the secondary target.
    Operations and results
    Wildcat well 2/5-13 was spudded with the jack-up installation West Epsilon on 25 September 2008 and drilled to TD at 4675 in Late Triassic, Carnian age sediments of the Skagerrak Formation. The well started with a 36" hole down to 224 m followed by a 9 7/8" pilot hole down to 953 m. No shallow gas was observed by the ROV or by the MWD in the pilot hole. The rig had 21 days down time after completion of the well due to bad weather. Also, problems with obtaining good pressure test on the 9 7/8" liner hanger at 4211 m caused 77 hours down time. The well was drilled with spud mud down to 953 m and with XP-07 oil based mud from 953 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, Jurassic, and Triassic age. No Ula Formation reservoir sandstone was present in the well. This was confirmed by biostratigraphic analysis. The secondary objective sandstones of the Bryne and Skagerrak Formations were however penetrated. Top Bryne Formation was found at 4525 m, 37 m shallower than prognosis, whereas Top Skagerrak Formation was found at 4567 m, 15 m deeper than prognosis. No hydrocarbons were proven in the well. No oil shows were observed in the cuttings. A pore pressure of 2.03 g/cm³ was measured at 4531 m, close to the top of the reservoir, with the LWD formation pressure tool.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was completed on 21 January 2009 as a dry well. The rig waited on weather for 21 days, up to 14 February, before it could move off location.
    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]
    230.00
    4675.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1110.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1350.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1550.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2110.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2350.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2550.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3110.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4243.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4246.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4249.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4252.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4255.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4258.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4261.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4264.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4267.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4273.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4276.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4279.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4282.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4285.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4288.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4291.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4294.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4297.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4303.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4306.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4309.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4312.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4324.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4327.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4333.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4336.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4339.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4342.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4345.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4348.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4351.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4354.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4357.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4366.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4369.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4372.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4375.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4378.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4381.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4384.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4495.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4498.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4501.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4504.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4507.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4513.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4516.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4519.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4522.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4525.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4528.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4579.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4639.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4642.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4648.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4651.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4654.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4657.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4663.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4666.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4669.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4672.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4675.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    txt
    0.00
    txt
    0.06

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    HLDS HAPS GR
    4211
    4676
    LA ZOVSP
    700
    4145
    MSIP GR
    4211
    4676
    MWD - GR RES PWD
    224
    4208
    MWD - GR RES PWD STETHOSCOPE
    4211
    4675
    ZOVSP
    4211
    4659

  • 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
    219.0
    36
    224.0
    1.10
    LOT
    SURF.COND.
    20
    940.0
    26
    953.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    14
    2989.0
    17 1/2
    3000.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    4210.0
    12 1/4
    4211.0
    2.15
    LOT
    OPEN HOLE
    4675.0
    8 1/2
    4675.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    224
    1.45
    24.0
    Spud Mud
    460
    1.64
    30.0
    Spud Mud
    905
    1.64
    33.0
    Spud Mud
    953
    1.45
    32.0
    XP-07 - #14
    1385
    1.55
    26.0
    XP-07 - #14
    1531
    1.60
    30.0
    XP-07 - #14
    2287
    1.64
    29.0
    XP-07 - #14
    3000
    1.64
    29.0
    XP-07 - #14
    3040
    1.67
    30.0
    XP-07 - #14
    3425
    1.67
    28.0
    XP-07 - #14
    3833
    1.69
    30.0
    XP-07 - #14
    4060
    2.07
    40.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4105
    1.70
    22.0
    XP-07 - #14
    4124
    1.70
    24.0
    XP-07 - #14
    4211
    1.70
    23.0
    XP-07 - #14
    4269
    2.06
    36.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4300
    2.06
    38.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4400
    2.07
    37.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4675
    2.07
    38.0
    OBM-Low ECD-HTHP