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

2/4-23 S

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.
    2/4-23 S
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    2/4-23
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1562-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    175
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.03.2015
    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.
    05.09.2015
    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.
    05.09.2017
    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.
    05.09.2017
    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.
    FARSUND 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 JURASSIC
    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.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    48.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    69.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5548.0
    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).
    5448.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    25.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    190
    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° 41' 26.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 6' 6.95'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6283115.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    506243.63
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7657

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/4-23 S was drilled to test the Julius prospect about 17 km northeast of the Ekofisk field, near the 2/4-21 (King Lear) discovery in the southern part of the North Sea. The primary objective was to prove petroleum in the Late Jurassic Ula Formation and the Middle Jurassic Bryne Formation. The secondary objective was to delineate the 2/4-21 discovery (King Lear), which was proven in Late Jurassic reservoir rocks within the Farsund Formation) in the summer of 2012. The tertiary exploration target for 2/4-23 S was to prove petroleum in the Late Triassic reservoir Skagerrak Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 2/4-23 S was spudded with the jack-up installation Mærsk Galant on 12 March 2015 and drilled to TD at 5548 m in the Late Triassic Skagerrak Formation. At 5235 m, in the Ula Formation, the well kicked and a 12-m3 influx was taken into the well. A considerable amount of time was needed to regain control of the well, including bullheading operations followed by circulation of remaining gas out of the well. Eventually drilling was resumed with a bottom hole pressure of 2.15 g/cm3. The well was drilled with Seawater and hi-vis pills down to 224 m, with Glydril mud from 224 to 457 m, with Versatec oil based mud from 457 to 4876 m and with WARP oil based mud from 4876 m to TD.
    Top of intra-Farsund Formation sandstones, King Lear appraisal target, was encountered at 4994 m (4893 m TVD). A 20-metre thick gas/condensate column was encountered here, in two five metres thick sandstones with moderate/good reservoir quality. The petroleum/water contact was not found. Pressure communication with the 2/4-21 King Lear discovery was confirmed. The Ula Formation was encountered at 5205 m (5105 m TVD) and proved to contain 41 metres of gas/condensate in sandstones of moderate reservoir quality. The petroleum/water contact was not encountered. The well also penetrated 30 gross metres of water-filled sandstone with poor reservoir quality in the Bryne Formation. The Skagerrak formation had poor reservoir quality and was water-filled. Despite the presence of hydrocarbons in the Farsund and Ula formation sandstones, no shows were detected on cutting samples. The use of oil based mud and the suspicion of a deep mud invasion could have masked any signs of live hydrocarbons.
    By-pass coring in an open-hole sidetrack was planned in case of discovery in Ula or Skagerrak reservoirs. Despite Ula reservoir being gas filled, no by-pass coring was performed due to too high operational risk. MDT fluid samples were taken at 5012.3 m (gas/condensate), 5211.2 m (gas/condensate) and 5241.4 m (gas/condensate). All fluid samples were contaminated with oil based mud. The contamination ranged from 14.8 to 20.7 % of the STO liquid content in the samples. Cuttings samples from the 8 1/2" section (below 4876 m) are recorded on drillers depth, which is up to 12 m shallower than loggers depth.
    88.1 days were spent on plug and abandon, exceeding the budget (22.3 days) by 65.8 days. The main drivers for exceeding the target and budget were:
    -Stuck with cement stinger when circulating above cement plug #1
    -Failure of annular preventer
    -Remedial cementing of 9 7/8" production casing
    -3 attempts to set cement plug in section milled interval in 9 7/8" casing
    The well was permanently abandoned on 5 October as a gas-condensate discovery.
    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]
    240.00
    5548.00

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    5233.40
    0.00
    CONDENSATE
    YES
    MDT
    5203.10
    0.00
    CONDENSATE
    YES
    MDT
    5004.30
    0.00
    CONDENSATE
    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
    224.0
    36
    224.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    443.7
    24
    457.0
    1.48
    FIT
    PILOT HOLE
    457.0
    9 7/8
    457.0
    0.00
    LINER
    16
    1447.7
    17 1/2
    1452.0
    1.78
    FIT
    INTERM.
    13 5/8
    3516.6
    17 1/2
    3560.0
    1.97
    FIT
    INTERM.
    9 7/8
    4868.0
    12 1/4
    4876.0
    2.23
    FIT
    5235.0
    8 1/2
    5235.0
    2.19
    FIT
    OPEN HOLE
    5548.0
    8 1/2
    5548.0
    2.20
    FIT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR IBC CBL
    4000
    4858
    GR IBC CBL
    4092
    4410
    HXPT GR
    4986
    5470
    IBC CBL GR
    3851
    4825
    LDS MSIP GR
    3469
    4876
    MDT GR
    4988
    5004
    MDT GR
    5203
    5233
    MWD - ABG DGR EWR P4 PWD DIR
    3560
    4866
    MWD - DGR EWR P4 PWD DIR
    233
    3560
    MWD - DGR EWR P4 PWD DIR
    4866
    4876
    MWD - GM EWR P4 PWD FTWD ALD CTN
    4876
    5548
    MWD - GM EWR P4 PWD FTWD CTN DIR
    4876
    5548
    NGI MSIP GR
    4868
    5549
    QAIT HAPS LDS ECS HNGS
    4768
    5554
    VSI GR
    1346
    4856
    VSI GR
    3000
    5334
    XLROCK GR
    4988
    5422
    XLROCK GR
    5305
    5408

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    233
    1.45
    17.0
    Glydril
    260
    1.10
    12.0
    Glydril
    456
    1.20
    23.0
    Glydril
    799
    1.85
    74.0
    Versatec
    870
    1.20
    30.0
    Versatec
    1452
    1.25
    41.0
    Versatec
    1491
    1.70
    46.0
    Versatec
    2866
    1.84
    54.0
    Versatec
    3241
    1.71
    66.0
    Versatec
    3560
    1.72
    57.0
    Versatec
    3790
    1.60
    45.0
    Versatec
    4045
    1.85
    59.0
    Versatec
    4132
    1.62
    44.0
    Versatec
    4148
    1.85
    53.0
    Versatec
    4207
    1.62
    45.0
    Versatec
    4238
    1.85
    59.0
    Versatec
    4315
    1.62
    51.0
    Versatec
    4328
    1.85
    48.0
    Versatec
    4375
    1.62
    50.0
    Versatec
    4378
    1.85
    56.0
    Versatec
    4380
    1.62
    62.0
    Versatec
    4530
    1.65
    50.0
    Versatec
    4633
    1.80
    62.0
    Versatec
    4776
    2.00
    52.0
    WARP
    4787
    1.82
    61.0
    Versatec
    4850
    2.18
    82.0
    WARP
    4876
    1.85
    54.0
    Versatec
    4932
    2.00
    40.0
    WARP
    4957
    2.18
    64.0
    WARP
    5041
    2.00
    36.0
    WARP
    5235
    2.16
    54.0
    WARP
    5338
    2.18
    70.0
    WARP
    5500
    2.04
    45.0
    WARP
    5548
    2.18
    62.0
    WARP

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4850.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4859.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4868.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4877.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4886.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4895.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4904.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4913.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4922.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4931.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4949.0
    [m]
    DC
    PETROS