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

2/8-14

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.
    2/8-14
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/8-14
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    647-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    162
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.08.1990
    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.
    22.01.1991
    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.
    22.01.1993
    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.
    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.
    OIL SHOWS
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    67.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4392.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    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° 15' 48.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 21' 23.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6235612.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    522078.60
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1552

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/8-14 was drilled on a complexly faulted anticline situated below the western flank of the Valhall Field (designated as the West Valhall prospect) in the southern North Sea. The primary objective was to test a late Jurassic "wedge" sandstone. The secondary objective was Late Jurassic, Volgian age, sandstones. The well would also determine reservoir quality of the Shetland Group chalk sequences. The planned total depth of the well was 5622 m.
    Operations and results
    Wildcat well 2/8-14 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 14 August 1990. No shallow gas zones were penetrated in the well. The well penetrated high pore pressures at 3176 m in the Lower Cretaceous that required plugging back the well and setting an 11 3/4" liner. High pore pressures were again penetrated at 4274 m in the Late Jurassic. Due to well control considerations, the hole was plugged back and sidetracked below approximately 3797 m before setting a 7" liner at 4202 m. Further down high pore pressures again forced a premature end to the well with TD at 4397 m in the Late Jurassic (Late Kimmeridgian) Farsund Formation. The well was drilled with seawater and pre-hydrated bentonite down to 952 m, with KCl/PHPA/Polydrill mud from 952 m to 2560 m, with AncoTemp Polydrill/Ancoresin PHPA from 2560 m to 3855 m, and with AncoTemp Polydrill/Hostadrill PHPA mud from 3855 m to TD.
    Top Shetland Group Chalk (Tor Formation) was encountered at 2614 m with a 73% mud gas peak and good oil shows. The Tor Formation was 3 m thick and the underlying Hod Formation was 225 m thick. The pressures in the Tor and in the Hod chalk formations were depleted due to production from the Valhall Field as expected. Top Tyne Group, Mandal Formation came in at 3188 m. No significant Volgian age sandstones were penetrated in the well. The primary objective Late Jurassic "Wedge Sandstones" were not penetrated. The well had oil shows of variable quality in all types of lithology virtually all through from 1510 m to TD, except for an interval from 2778 m in the lower Hod Formation to 2929 m in the Sola Formation.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 22 January 1991 as a dry well with shows.
    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]
    960.00
    4392.00

  • 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
    185.0
    36
    193.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    945.0
    26
    952.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2549.0
    17 1/2
    2560.0
    1.90
    LOT
    LINER
    11 3/4
    3062.0
    15
    3068.0
    2.05
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3234.0
    10 5/8
    3248.0
    2.07
    LOT
    LINER
    7
    4202.0
    8 1/2
    4274.0
    2.23
    LOT
    OPEN HOLE
    4392.0
    5 7/8
    4392.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4ARM CAL
    2549
    3067
    4ARM DIP GR
    2549
    3077
    4ARM DIP GR
    3064
    3248
    ACSIG
    2550
    2910
    ACSIG
    3064
    3248
    CBL VDL GR
    405
    2549
    CBL VDL GR
    2414
    3064
    CBL VDL GR
    3107
    4206
    CBL VDL GR
    3234
    4500
    COREGUN GR
    3102
    3245
    COREGUN GR
    3300
    4202
    COREGUN GR
    3496
    4206
    COREGUN GR
    4212
    3295
    DIFL AC GR CAL
    3064
    3248
    DIFL AC SP GR
    4130
    4396
    DIFL AC ZDL CN GR
    2549
    3075
    DIFL AC ZDL CN SP GR CAL
    3151
    4207
    HP FMMT GR
    4211
    4282
    HP FMT GR
    2615
    2690
    HP FMT GR
    3101
    3239
    MWD - DPR EMW RES GR DIR
    595
    687
    MWD - RGD SN RES GR DIR
    193
    595
    MWD - RGD SN RES GR DIR
    687
    4274
    MWD - RGD SN RES GR DIR
    3797
    4202
    SWING ARM DIP GR
    3234
    4208
    SWING ARM DIP GR
    4206
    4397
    VELOCITY
    2614
    3780
    VELOCITY
    4150
    4390
    VSP
    2580
    4190
    ZDL CN GR CAL
    3064
    3248
    ZDL CN GR CAL
    4153
    4396

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.12
    pdf
    20.45

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.32
    pdf
    16.99
    pdf
    25.14
    pdf
    35.46
    pdf
    39.66
    pdf
    39.66

  • 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
    0.63
    pdf
    0.22

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    190
    1.09
    8.0
    WATER BASED
    280
    1.09
    42.0
    WATER BASED
    330
    1.41
    WATER BASED
    545
    1.04
    45.0
    WATER BASED
    687
    1.06
    40.0
    WATER BASED
    959
    1.20
    10.0
    WATER BASED
    1157
    1.22
    13.0
    WATER BASED
    1288
    1.70
    16.0
    WATER BASED
    1410
    1.49
    21.0
    WATER BASED
    1639
    1.68
    24.0
    WATER BASED
    1919
    1.70
    19.0
    WATER BASED
    2035
    1.70
    18.0
    WATER BASED
    2340
    1.70
    18.0
    WATER BASED
    2469
    1.93
    10.0
    WATER BASED
    2560
    1.73
    15.0
    WATER BASED
    2759
    1.67
    14.0
    WATER BASED
    2898
    1.70
    16.0
    WATER BASED
    2984
    1.73
    16.0
    WATER BASED
    3044
    1.73
    19.0
    WATER BASED
    3170
    2.08
    21.0
    WATER BASED
    3176
    1.86
    20.0
    WATER BASED
    3181
    1.91
    18.0
    WATER BASED
    3239
    1.93
    25.0
    WATER BASED
    3248
    1.93
    24.0
    WATER BASED
    3263
    1.93
    21.0
    WATER BASED
    3324
    1.92
    23.0
    WATER BASED
    3374
    1.92
    24.0
    WATER BASED
    3403
    1.96
    21.0
    WATER BASED
    3468
    1.92
    21.0
    WATER BASED
    3554
    1.96
    24.0
    WATER BASED
    3604
    1.96
    24.0
    WATER BASED
    3650
    1.96
    25.0
    WATER BASED
    3721
    1.96
    24.0
    WATER BASED
    3729
    2.02
    22.0
    WATER BASED
    3784
    2.02
    21.0
    WATER BASED
    3810
    1.96
    26.0
    WATER BASED
    3815
    2.02
    24.0
    WATER BASED
    3851
    2.02
    26.0
    WATER BASED
    3875
    1.98
    24.0
    WATER BASED
    3882
    2.02
    26.0
    WATER BASED
    3905
    1.98
    25.0
    WATER BASED
    3906
    2.02
    26.0
    WATER BASED
    3906
    2.02
    26.0
    WATER BASED
    3911
    2.02
    25.0
    WATER BASED
    3987
    1.98
    24.0
    WATER BASED
    4026
    2.02
    25.0
    WATER BASED
    4084
    1.98
    27.0
    WATER BASED
    4134
    2.02
    24.0
    WATER BASED
    4166
    1.98
    26.0
    WATER BASED
    4180
    2.18
    21.0
    WATER BASED
    4188
    2.02
    19.0
    WATER BASED
    4202
    2.02
    20.0
    WATER BASED
    4205
    2.02
    20.0
    WATER BASED
    4249
    2.08
    20.0
    WATER BASED
    4258
    1.98
    24.0
    WATER BASED
    4270
    2.00
    22.0
    WATER BASED
    4274
    2.02
    21.0
    WATER BASED
    4314
    2.00
    20.0
    WATER BASED
    4325
    2.12
    21.0
    WATER BASED
    4326
    2.12
    22.0
    WATER BASED
    4339
    2.16
    22.0
    WATER BASED
    4350
    2.18
    16.0
    WATER BASED
    4392
    2.16
    20.0
    WATER BASED