Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/9-4

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.
    2/9-4
    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
    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.
    2/9-4
    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.
    1177-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    107
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.03.2008
    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.
    04.07.2008
    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.
    04.07.2010
    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.
    01.08.2010
    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
    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.
    70.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5500.0
    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).
    5489.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    158
    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° 16' 28.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 48' 45.95'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6237087.88
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    550332.01
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5801

  • Brønnhistorie
    General
    The 2/9-4 Trane well is located on the Piggvar Terrace in the Norwegian Sector of the Danish-Norwegian Basin in
    the North Sea. The target prospect was seen as a continuation of the recent Danish sector Hejre discovery structural trend and reservoir/trap system and the sole objective of the well was to explore the hydrocarbon potential of the Jurassic J62 Heno Formation (Gert Member Sandstone) prospect. The 2/9-4 well location was planned to be approximately 10 km from the Danish sector Hejre-2 well location. The Trane well was planned as a near-vertical HPHT well with a prognosed TD at 5512 m or when sufficient rat hole was drilled below the base of the Karl Volcanics to allow testing in the discovery case and full coverage logging in the wet case.
    Operations and results
    Wildcat well 2/9-4 was spudded with the jack-up installation Mærsk Galant on 20 March 2008 and drilled to TD at 5500 m in volcanic rocks within the Permian Rotliegend Group. An apparent influx into the wellbore was observed while drilling at 5056 m with 16.9ppg MW and required an increase in MW to 17.0 ppg to allow drilling to continue. The ECD immediately prior to this "influx" had been 17.2 ppg and the influx was thought to have been caused by gas expansion near surface after drilling into a gas pocket trapped beneath a thin dolomitic limestone stringer. A flow check at 5116 m due to high drilled gas levels in the mud showed the well was flowing at 14bbl/hr with a MW of 17.4ppg. The well required 17.7 ppg MW to return to a static condition. The Pore Pressure through this section was significantly higher than the pre-drill estimate and appeared to indicate that the Trane structure represented an isolated block with a different structural and pressure history to the adjacent Hejre structure. Losses of 26 bbl/hr were noted at 5475 m and were cured after pumping and soaking 2 LCM pills. Drilling continued to TD without further incident. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 203 m, with spud mud from 203 m to 1007 m, with Glydril mud from 1007 m to 2495 m, with Paratherm oil based mud from 2495 m to 2715.5 m, and with WARP oil based mud from 2715.5 m to TD.
    No reservoir quality sands were developed at any level below Miocene level. The Gert Member Sandstone objective was absent. The oil-based muds used as the drilling fluids for the entire well below the 20" shoe at 1002.1 m, made
    shows identification difficult. No shows that could be distinguished from the OBM were observed.
    Wire line logging runs gave a bottom hole maximum temperature of 156 deg C with Horner plot corrections suggesting a maximum static down hole temperature at TD of 158 deg C.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 4 July 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]
    200.00
    5500.00

  • 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
    195.0
    36
    203.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1002.0
    26
    1007.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    2499.0
    17 1/2
    2510.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    4710.0
    12 1/4
    4715.0
    2.19
    LOT
    OPEN HOLE
    5500.0
    8 1/2
    5500.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSL ORIT XMAC HDIL CN ZDL
    115
    5493
    GR VSP
    800
    5485
    MWD LWD - DGR
    1007
    2510
    MWD LWD - EWR PWD
    2500
    4715
    MWD LWD - GR EWR PWD
    4715
    5500
    MWD LWD - PWD
    115
    1007

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    300
    1.16
    4.0
    water based
    500
    1.14
    7.0
    water based
    596
    1.13
    6.0
    water based
    895
    1.18
    5.0
    water based
    1005
    1.14
    6.0
    water based
    1007
    1.60
    32.0
    water based
    1007
    1.13
    6.0
    water based
    1225
    1.60
    31.0
    water based
    1742
    1.60
    32.0
    water based
    2252
    1.60
    38.0
    water based
    2510
    1.62
    34.0
    water based
    2922
    1.65
    40.0
    oil based
    3252
    1.65
    38.0
    oil based
    3540
    1.65
    35.0
    oil based
    3650
    1.65
    37.0
    oil based
    3730
    1.65
    33.0
    oil based
    3819
    1.65
    35.0
    oil based
    3941
    1.65
    37.0
    oil based
    3994
    1.65
    35.0
    oil based
    4045
    1.74
    39.0
    oil based
    4076
    1.74
    38.0
    oil based
    4139
    1.74
    35.0
    oil based
    4187
    1.74
    39.0
    oil based
    4223
    1.74
    40.0
    oil based
    4346
    1.74
    38.0
    oil based
    4470
    1.74
    44.0
    oil based
    4568
    1.74
    46.0
    oil based
    4635
    1.74
    43.0
    oil based
    4685
    1.74
    42.0
    oil based
    4716
    2.00
    47.0
    oil based
    4716
    2.00
    45.0
    oil based
    4716
    1.74
    43.0
    oil based
    4716
    1.74
    42.0
    oil based
    4750
    2.00
    43.0
    oil based
    4811
    2.00
    42.0
    oil based
    4878
    2.00
    39.0
    oil based
    4946
    2.00
    41.0
    oil based
    4988
    0.20
    45.0
    oil based
    5026
    2.00
    48.0
    oil based
    5034
    2.00
    45.0
    oil based
    5056
    2.03
    45.0
    oil based
    5117
    2.10
    52.0
    oil based
    5184
    2.12
    61.0
    oil based
    5223
    2.12
    61.0
    oil based
    5297
    2.12
    58.0
    oil based
    5343
    2.12
    63.0
    oil based
    5384
    2.12
    66.0
    oil based
    5500
    2.12
    58.0
    oil based