Brønnbane: 2/8-8 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	2/8-8
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
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
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.	VALHALL
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	2/8-6 Valhall
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	2/8-8
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	LINE 75-19 SP.650
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	006
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Amoco Norway Oil Company
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	143-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	DEEPSEA SAGA
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	127
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	10.11.1975
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.	15.03.1976
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.	15.03.1978
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.	16.10.2012
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.	APPRAISAL
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.	OIL
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.	LATE 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.	TOR FM
2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	LATE CRETACEOUS
2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	HOD FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	25.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	70.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2667.0
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	77
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.	RØDBY FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	56° 16' 49.81'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 24' 12.71'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6237510.96
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	524985.88
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	278

Brønnhistorie

General

Well 2/8-8 was drilled to appraise the Valhall discovery in the southern North Sea. The well is reference well for the Hod Formation.

Operations and results

Appraisal well 2/8-8 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 10 November 1975 and drilled to TD at 2667 m in the Early Cretaceous Rødby Formation. While running the 13 3/8-inch casing, returns (125 barrels) were lost while pumping plug. While cementing the 9 5/8-inch casing, the cement slurry was not properly displaced, and the casing was cemented back on the inside to 1022 m. Three days were lost due to this in drilling out the cement. Otherwise the well was drilled without significant problems. The well was drilled with sea water and hi-vis mud down to 169 m, with sea water/gel mud from 169 m to 402 m, and with lignosulphonate/gypsum mud from 402 m to TD.

Oil shows were recorded at several levels above the chalk reservoir: 1320 - 1329 m had fair shows on siltstones; 1390 to 1426 m had poor shows in shales and limestone; 1512 to 1676 m had oil staining with fluorescence and cut in shales; and 2050 to 2400 m had poor to fair shows in thin stringers of limestone and dolomite. Top of the chalk reservoir, Tor Formation, was encountered at 2447. It was oil bearing and had shows down to 2591 m. No shows were recorded below 2591 m.

At total of 47.7 m core was recovered in 14 cores from 2450 to 2600.9 m. The overall recovery was 39 %. No wire line fluid samples were taken.

The well was permanently abandoned on 15 March 1978 as an oil appraisal well.

Testing

Tests were conducted over five intervals. Sand-water hydraulic fracture treatments were conducted on Tests 2, 3 and 4.

Test 1 tested the interval 2585 to 2595 m towards the base of the Hod Formation. The well was opened for flow during 34.6 hrs. 3.8 m3 cushion water and unmeasured oil and gas were produced to surface while 8 m3 oil cut water was reversed out of the test string.

Test 2 tested the interval 2556 to 2567.9 m in the Hod Formation. The test produced 455 Sm3 oil /day through a 48/64" choke. The GOR was 123 Sm3/Sm3.

Test 3 tested the interval 2507 to 2514.9 m in the Hod Formation. The test produced on average180 Sm3 oil /day. The GOR was 139 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 38.1 deg API. The test also produced solids, plugging the chokes and causing unstable flow.

Test 4 tested the interval 2488 to 2492.7 m in the lower Tor Formation. The test produced 745 Sm3 oil /day through a 32/64" choke. The GOR was 218 Sm3/Sm3.

Test 5 tested the interval 2460 to 2464.6 m in the Tor Formation. The test produced 1222 Sm3 oil /day with open choke. The GOR was 199 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 35.2 deg API.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
168.86	2667.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	8038.0	8083.0	[ft ]
2	8083.0	8143.0	[ft ]
3	8143.0	8158.0	[ft ]
4	8160.0	8188.0	[ft ]
5	8188.0	8196.6	[ft ]
6	8218.0	8226.0	[ft ]
7	8246.0	8251.0	[ft ]
8	8276.0	8292.0	[ft ]
9	8314.0	8345.0	[ft ]
10	8345.0	8354.0	[ft ]
11	8375.0	8390.0	[ft ]
12	8393.0	8401.0	[ft ]
13	8417.0	8433.0	[ft ]
14	8515.0	8533.0	[ft ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	86.1

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

8160-8166ft	8160-8166ft	8166-8172ft	8166-8172ft	8172-8177ft

8172-8177ft	8177-8183ft	8177-8183ft	8183-8188ft	8183-8186ft

8188-8190ft	8188-8190ft	8190-8196ft	8190-8196ft	8218-8224ft

8218-8224ft	8224-8226ft	8224-8226ft	8246-8251ft	8246-8251ft

8276-8280ft	8276-8280ft	8314-8320ft	8314-8320ft	8320-8326ft

8320-8326ft	8326-8332ft	8326-8332ft	8332-8338ft	8332-8338ft

8338-8344ft	8338-8344ft	8338-8345ft	8344-8345ft	8345-8351ft

8345-8351ft	8351-8354ft	8351-8354ft	8375-8381ft	8375-8381ft

8381-8387ft	8381-8387ft	8387-8390ft	8387-8390ft	8393-8399ft

8393-8399ft	8399-8401ft	8399-8401ft	8417-8423ft	8417-8423ft

8423-8429ft	8423-8429ft	8429-8433ft	8429-8433ft	8515-8521ft

8515-8521ft	8521-8527ft	8521-8527ft	8527-8533ft	8527-8533ft

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
95	NORDLAND GP
1536	HORDALAND GP
2409	ROGALAND GP
2409	BALDER FM
2419	SELE FM
2429	LISTA FM
2447	SHETLAND GP
2447	TOR FM
2494	HOD FM
2601	BLODØKS FM
2603	HIDRA FM
2619	CROMER KNOLL GP
2619	RØDBY FM

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
278_01_WDSS_General_Information	pdf	0.29

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
278_2_8_8_Completion_log	pdf	1.29
278_2_8_8_Completion_report	pdf	31.99

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	2585	2595	0.0
2.0	2556	2568	19.0
3.0	2507	2515	0.0
4.0	2488	2493	12.5
5.0	2460	2465	25.4

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]
1.0
2.0	43.000	32.000
3.0	44.600	23.300
4.0
5.0	44.000	36.000

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	GOR [m3/m3]
1.0
2.0	455		690
3.0	179	0.830	780
4.0	745		1225
5.0	1222	0.850	1118

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL	100	610
CBL	2095	2400
CBL VDL	2252	2637
CBL VDL GR CAL	2416	2667
DIP	2412	2666
DLL MSFL GR SP CAL	2413	2660
FDC CNL GR CAL	2413	2668
FDL CNL GR CAL	100	2426
GR SON CAL	1285	2423
GR SON CAL	2413	2664
IES SP	1287	2426
IES SP	2413	2668
VELOCITY	1285	2423
VELOCITY	2413	2664

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	169.0	36	169.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	380.0	26	388.0	1.31	LOT
INTERM.	13 3/8	1285.0	17 1/2	1295.0	2.11	LOT
INTERM.	9 5/8	2411.0	12 1/4	2419.0	1.97	LOT
LINER	7	2659.0	8 1/2	2667.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Type slam
380	1.11	waterbased
1284	1.23	waterbased
2410	1.80	waterbased
2445	1.85	waterbased