Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/5-4 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.
    31/5-4 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).
    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
    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.
    31/5-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9056 - 209& SP. 95
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    650-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    28
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.09.1990
    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.
    10.10.1990
    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.
    10.10.1992
    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.
    06.06.2006
    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.
    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/GAS
    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 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.
    SOGNEFJORD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    316.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1909.0
    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).
    1706.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    53
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    57
    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.
    MIDDLE 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.
    FENSFJORD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 43' 16.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 33' 43.06'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6732020.10
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    530661.48
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1669

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/5-4 S was drilled in a southern, down flank compartment of the Troll West Gas province, 1000 m north west of well 31/5-2. The Troll West Province is an easterly rotated fault block where the southern part is approximately 10 x 15 km with a general dip of 1 to 2 degrees at reservoir level. The primary objective was to provide a penetration hole for a later test production in a horizontal side track hole in the 13 m oil layer in the Sognefjord Formation. The test production should confirm the oil production potential from the Troll West Gas Province; obtain dynamic data from a potential development type well and obtain static reservoir and geological data to provide proper understanding of well behaviour.
    Operations and results
    Well 31/5-4 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 13 September 1990 and drilled to TD at 1909 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. No shallow gas was encountered, as prognosed. The well was drilled vertical down to 1040 m from where angle was built up to 53 deg at 1571 m. Tight hole problems were experienced at several depths, and at 1360 m the hole packed off and mud return was temporary lost. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 940 m and with KCl/polymer polyacrylamide mud from 940 m to TD.
    The Sognefjord Formation was penetrated from 1619 m (1535.4 m TVD RKB) to 1830 m (1660 m TVD RB). The formation was gas filled down to 1670 m (1535.4 m TVD RKB) and oil filled from there down to 1692.3 m (1567.2 m TVD RKB).
    The well bore was plugged back to 1496 m for sidetracking. It was permanently abandoned on 10 October 1990 as a gas and oil appraisal 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]
    950.00
    1905.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1647.5
    1647.8
    [m ]
    2
    1649.5
    1649.7
    [m ]
    3
    1650.0
    1667.5
    [m ]
    4
    1667.0
    1672.4
    [m ]
    5
    1674.9
    1685.0
    [m ]
    6
    1685.0
    1703.0
    [m ]
    7
    1703.0
    1708.6
    [m ]
    8
    1716.4
    1731.2
    [m ]
    9
    1731.2
    1747.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    88.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1647-1649m
    Kjerne bilde med dybde: 1650-1655m
    Kjerne bilde med dybde: 1655-1660m
    Kjerne bilde med dybde: 1660-1665m
    Kjerne bilde med dybde: 1665-1668m
    1647-1649m
    1650-1655m
    1655-1660m
    1660-1665m
    1665-1668m
    Kjerne bilde med dybde: 1668-1672m
    Kjerne bilde med dybde: 1647-1679m
    Kjerne bilde med dybde: 1679-1684m
    Kjerne bilde med dybde: 1684-1685m
    Kjerne bilde med dybde: 1685-1690m
    1668-1672m
    1647-1679m
    1679-1684m
    1684-1685m
    1685-1690m
    Kjerne bilde med dybde: 1690-1695m
    Kjerne bilde med dybde: 1695-1700m
    Kjerne bilde med dybde: 1700-1703m
    Kjerne bilde med dybde: 1703-1708m
    Kjerne bilde med dybde: 1708-1719m
    1690-1695m
    1695-1700m
    1700-1703m
    1703-1708m
    1708-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1719-1724m
    Kjerne bilde med dybde: 1724-1729m
    Kjerne bilde med dybde: 1729-1731m
    Kjerne bilde med dybde: 1731-1736m
    Kjerne bilde med dybde: 1736-1741m
    1719-1724m
    1724-1729m
    1729-1731m
    1731-1736m
    1736-1741m
    Kjerne bilde med dybde: 1741-1746m
    Kjerne bilde med dybde: 1746-1747m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1741-1746m
    1746-1747m

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.20
    pdf
    0.14

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    1248
    1565
    DLL MSFL SDT GR
    1567
    1904
    GCT CCL
    339
    1557
    LDL CNL GR CAL
    1567
    1879
    MWD - CDR CDN GR DIR
    1567
    1900
    MWD - CDR GR RES
    432
    1900
    SHDT
    1567
    1881
    VSP
    1250
    1870

  • 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
    424.0
    36
    425.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    924.0
    24
    926.0
    1.45
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1567.0
    17 1/2
    1570.0
    1.40
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    376
    1.05
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    14.09.1990
    425
    1.05
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    425
    1.05
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    710
    1.05
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    943
    1.05
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    18.09.1990
    943
    1.30
    WATER BASED
    19.09.1990
    943
    1.05
    WATER BASED
    20.09.1990
    943
    1.05
    WATER BASED
    21.09.1990
    943
    1.35
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    943
    1.31
    19.0
    13.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    1005
    1.31
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    1261
    1.32
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    1440
    1.32
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    1508
    1.25
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    1529
    1.32
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    27.09.1990
    1569
    1.24
    31.0
    14.0
    OIL BASED
    12.10.1990
    1571
    1.32
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    28.09.1990
    1571
    1.26
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    1575
    1.26
    29.0
    12.0
    OIL BASED
    15.10.1990
    1648
    1.25
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    1659
    1.25
    29.0
    11.0
    OIL BASED
    15.10.1990
    1728
    1.25
    28.0
    12.0
    OIL BASED
    15.10.1990
    1803
    1.25
    31.0
    12.0
    OIL BASED
    22.10.1990
    1803
    1.25
    32.0
    15.0
    OIL BASED
    16.10.1990
    1803
    1.25
    31.0
    12.0
    OIL BASED
    18.10.1990
    1803
    1.25
    31.0
    12.0
    OIL BASED
    18.10.1990
    1803
    1.25
    32.0
    10.0
    OIL BASED
    22.10.1990
    1803
    1.26
    34.0
    10.0
    OIL BASED
    22.10.1990
    1803
    1.15
    9.0
    8.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    1805
    1.25
    11.0
    11.0
    WATER BASED
    23.10.1990
    1805
    1.25
    9.0
    10.0
    WATER BASED
    24.10.1990
    1805
    1.25
    10.0
    10.0
    WATER BASED
    25.10.1990
    1809
    1.25
    10.0
    11.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    1811
    1.25
    10.0
    11.0
    WATER BASED
    26.10.1990
    1865
    1.25
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    1879
    1.25
    20.0
    15.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    1908
    1.24
    19.0
    15.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    1908
    1.25
    20.0
    15.0
    WATER BASED
    10.10.1990
    1959
    1.25
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    2025
    1.25
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    2089
    1.25
    13.0
    14.0
    WATER BASED
    30.10.1990
    2133
    1.25
    13.0
    13.0
    WATER BASED
    31.10.1990
    2227
    1.25
    14.0
    15.0
    WATER BASED
    01.11.1990
    2366
    1.25
    13.0
    15.0
    WATER BASED
    02.11.1990
    2518
    1.25
    14.0
    15.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2585
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    22.11.1990
    2601
    1.25
    11.0
    11.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2601
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2601
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    2601
    1.25
    13.0
    13.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    2601
    1.25
    11.0
    11.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    2601
    1.20
    WATER BASED
    13.11.1990
    2601
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2601
    1.19
    2.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    2601
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2601
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2601
    1.20
    2.0
    WATER BASED
    21.11.1990
    2603
    1.25
    14.0
    15.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2603
    1.25
    13.0
    15.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2603
    1.25
    13.0
    14.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    2603
    1.25
    13.0
    14.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    2603
    1.25
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    10.07.1991
    2603
    1.25
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    15.07.1991
    2603
    1.25
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    2603
    1.25
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    2603
    1.25
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    2603
    1.25
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    17.07.1991
    2603
    1.25
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    18.07.1991