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

2/4-17

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.
    2/4-17
    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
    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.
    2/4-17
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    689-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    224
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.07.1991
    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.
    29.02.1992
    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.
    01.03.1994
    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.
    15.02.2006
    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.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    43.0
    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").
    5258.0
    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).
    5255.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    182
    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° 41' 2.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 13' 45.2'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6282380.93
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    514043.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1792

  • Brønnhistorie
    General
    The Exploration well 2/4-17 was drilled on the NW Tor prospect situated in the Production License 018. The objective was to test the Late Jurassic and Early Permian sections in a rotated fault block on a terrace NW of the Tor Field. The block is situated in the Central Trough, which is part of the failed Mesozoic North Sea, rift system. The Central Trough comprises a complex series of narrow discontinuous highs and lows with a NW-SE trend. The most important basins are the Feda Graben, the Breiflab Basin and the Søgne Basin. From the Feda Graben/Breiflab Basin up to the Sørvestlandet High several rotated fault blocks form platforms and small highs, named the Cod Terrace, the Hitra High and the Steinbit Terrace. The NW Tor Prospect is situated on a Terrace between the Hitra High and the Feda Graben.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the 3-leg jack up installation on 29 February 1992 and drilled to TD at 5258 m in the Early Permian Rotliegendes Group. Drilling went without problems to 2081m were the well was sidetracked because the string became stuck while taking a survey. While pulling out of the hole, following the cutting core to a depth of 4357.1 m, an influx of gas occurred and the well was shut in. Following a 22 hours well kill operation, the well was brought back under control. A second technical sidetrack was taken at 4724 m due to a twist-off of the bottom hole assembly. The well was drilled with seawater/gel down to 466 m, with KCl mud from 466 m to 2146 m, with Soltex from 2146 m to 2582 m, with Soltex/Drispac from 2582 m to 4151 m, with HTHP mud from 4151 m to 4724 m, and with High Temp mud from 4724 m to TD
    To thin hydrocarbon-bearing intervals were present in the Hod Formation. At 4340 m a major hydrocarbon bearing sand of the Late Jurassic Ula Formation was encountered. At 4520 to 5027 m an excellent quality aeolian dune sand of Early Permian age (Rotliegendes Group) was penetrated. The overall RFT pressure gradient in the sand showed water, but results in some intervals (e.g. 4600 m to 4650 m) suggested a different fluid (light hydrocarbons) from that shown by the logs (water). Post well organic geochemical analyses of a siltstone cuttings extract from 5029 m at the base of this unit indicated shows of hydrocarbons different from those of the Ula Formation. Further geochemical analyses of samples from this interval (5006 m to 5118 m) indicated source potential with TOC up to 2.9% and Hydrogen Index up to 190. The maturity level at this depth was measured as %Ro = 1.1 to 1.3, corresponding to the wet gas window. Because the 7" liner shoe was set at 5021 most of these samples must be seen as representative for the formation. The unit from 5027 m to TD was described generally as a "Rotliegendes mixed volcanic unit".
    One 60" core was cut in the lower Ula Formation, which consisted of major shallow marine sandstone, with marin silty sandstone in the base grading into thin lagoonal sand/silt/mudstone at the top. RFT pressures were taken during the logging of the 8 1/2 inch hole section. A segregated hydrocarbon sample at 4355 m was successful. However, measurement of the opening pressures revealed that the chambers hardly contained any gas, such that the samples were not representative of the reservoir fluid. Water samples were obtained at 4421 m and 4609 m.
    The well was completed on 29 February 1992 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    To DST tests were performed to investigate the to separate sand units. DST 1 in the Permian sandstone-unit (4523 - 4638 m) produced 860 Sm3 water/day. Samples taken from this test had a thin oil film on top of the water. DST 2 in the Upper Jurassic Lower Ula Formation (4341.0 - 4387.5 m) produced 774 Sm3 oil/day and 849510 Sm3 gas/day on a 15.875mm choke with a GOR of 1097 Sm3/ Sm3

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    475.50
    5257.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    14235.0
    14292.9
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    17.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 14235-14250ft
    Kjerne bilde med dybde: 14250-14265ft
    Kjerne bilde med dybde: 14265-14280ft
    Kjerne bilde med dybde: 14280-14293ft
    Kjerne bilde med dybde:  
    14235-14250ft
    14250-14265ft
    14265-14280ft
    14280-14293ft

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    4340.90
    4387.50
    19.01.1992 - 20:00
    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
    204.0
    36
    205.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    459.0
    30
    460.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2133.0
    17 1/2
    2135.0
    1.96
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4146.8
    12 1/4
    4148.0
    2.17
    LOT
    LINER
    7
    5021.0
    8 1/2
    5021.0
    2.16
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4523
    4638
    0.0
    2.0
    4341
    4388
    15.9
    2.1
    4340
    4388
    0.0
    2.2
    4341
    4388
    0.0
    2.3
    4341
    4388
    0.0
    2.4
    4341
    4388
    0.0
    2.5
    4341
    4388
    0.0
    2.6
    4341
    4388
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    176
    2.0
    160
    2.1
    2.2
    2.3
    2.4
    2.5
    2.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    774
    849078
    0.799
    0.735
    1097
    2.1
    266
    2.2
    610
    2.3
    597
    2.4
    2.5
    2.6

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    0
    0
    DLL BHC GR
    13610
    15350
    DLL MSFL BHC GR
    6766
    13628
    DLL MSFL BHC GR
    16490
    17243
    DLL MSFL GR GPIT
    13610
    15350
    DLL MSFL NGL
    13610
    16485
    DLL MSFL SLS GR
    1508
    7034
    FMS GR
    9950
    13640
    FMS GR
    13610
    16485
    LDL CNL GR
    13610
    16498
    LDL CNL GR
    16490
    17257
    LDL NGL
    16490
    17257
    MSCT GR
    10246
    12901
    MWD
    678
    14235
    RFTB GR
    10239
    12898
    RFTB GR
    14244
    14423
    RFTB GR
    14288
    15132
    RFTB GR
    14835
    15384
    SDT NGL
    13610
    16484
    SHDT GR
    16490
    17181
    VSP
    1700
    16350
    VSP
    3000
    13025
    VSP
    9400
    17250

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.80

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.00

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    81.35

  • 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
    0.78
    pdf
    0.29

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    192
    1.03
    WATER BASED
    903
    1.18
    25.0
    WATER BASED
    1305
    1.26
    23.0
    WATER BASED
    1795
    1.56
    35.0
    WATER BASED
    1886
    1.62
    50.0
    WATER BASED
    1936
    1.80
    14.0
    WATER BASED
    1969
    1.50
    36.0
    WATER BASED
    1996
    1.62
    35.0
    WATER BASED
    2081
    1.56
    36.0
    WATER BASED
    2146
    1.62
    31.0
    WATER BASED
    2295
    2.12
    32.0
    WATER BASED
    2295
    2.12
    33.0
    WATER BASED
    2318
    1.67
    26.0
    WATER BASED
    2377
    1.80
    20.0
    WATER BASED
    2530
    2.12
    32.0
    WATER BASED
    2560
    1.70
    36.0
    WATER BASED
    2614
    1.70
    20.0
    WATER BASED
    2848
    1.70
    24.0
    WATER BASED
    2967
    1.71
    22.0
    WATER BASED
    3039
    1.73
    19.0
    WATER BASED
    3172
    1.73
    28.0
    WATER BASED
    3269
    1.74
    16.0
    WATER BASED
    3330
    1.74
    27.0
    WATER BASED
    3384
    1.74
    20.0
    WATER BASED
    3556
    1.75
    25.0
    WATER BASED
    3723
    1.77
    25.0
    WATER BASED
    3767
    2.12
    31.0
    WATER BASED
    3889
    1.77
    21.0
    WATER BASED
    3970
    1.77
    21.0
    WATER BASED
    3970
    1.77
    21.0
    WATER BASED
    4151
    1.77
    15.0
    WATER BASED
    4240
    2.12
    33.0
    WATER BASED
    4245
    2.04
    28.0
    WATER BASED
    4250
    2.12
    31.0
    WATER BASED
    4289
    2.06
    33.0
    WATERBASED
    4307
    2.12
    37.0
    WATER BASED
    4310
    2.12
    32.0
    WATER BASED
    4314
    2.06
    31.0
    WATER BASE
    4339
    2.08
    34.0
    WATER BASED
    4353
    2.12
    36.0
    WATER BASED
    4357
    2.10
    28.0
    WATER BASED
    4421
    2.10
    33.0
    WATER BASED
    4429
    2.10
    50.0
    WATER BASED
    4432
    2.10
    39.0
    WATER BASED
    4439
    2.12
    28.0
    WATER BASED
    4439
    2.12
    31.0
    WATER BASED
    4439
    2.12
    38.0
    WATER BASED
    4495
    2.10
    36.0
    WATER BASED
    4502
    2.10
    36.0
    WATER BASED
    4512
    2.10
    44.0
    WATER BASED
    4521
    2.06
    47.0
    WATER BASED
    4526
    2.10
    49.0
    WATER BASED
    4566
    2.10
    27.0
    WATER BASED
    4623
    2.10
    58.0
    WATER BASED
    4689
    2.10
    36.0
    WATER BASED
    4717
    2.10
    37.0
    WATER BASED
    4724
    2.10
    32.0
    WATER BASED
    4803
    2.10
    46.0
    WATER BASED
    4923
    2.10
    48.0
    WATER BASED
    4962
    2.06
    40.0
    WATER BASED
    5022
    2.10
    34.0
    WATER BASED
    5115
    1.98
    51.0
    WATER BASED
    5135
    1.98
    39.0
    WATER BASED
    5258
    2.12
    31.0
    WATER BASED