Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/4-4

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.
    31/4-4
    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
    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.
    31/4-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    X 954459 + 954235.
    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.
    267-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.12.1980
    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.
    17.02.1981
    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.
    17.02.1983
    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.
    07.11.2005
    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
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    214.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3150.0
    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).
    3150.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1
    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 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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 40' 1.12'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 6' 54.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6725858.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    506287.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    214

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 31/4-4 is located on the Lomre Terrace north of the Brage Field and east of the Oseberg Field. The primary objective of the well was to test possible sandstone reservoirs of Cretaceous age. The secondary objective was to test sandstone reservoirs of Late Jurassic age, anticipated to be Intra Heather Formation sands.
    The well is Reference Well for the Etive, Ness, and Tarbert Formations of the Brent Group.
    Operations and results
    Well 31/4-4 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 17 December 1980 and drilled to TD at 3150 m in Early Jurassic sediments of the Statfjord Formation. The well was drilled with seawater and viscous gel down to 900 m and with KCl / polymer mud from 900 m to TD.
    No reservoir sands of Cretaceous age were encountered in the well. Poor shows were reported from two limestone stringers and a thin, tight sandstone stringer of Late Cretaceous (Maastrichtian and Late Campanian) age. A Late Jurassic "Intra Heather Sand I" (Sognefjord Formation) was encountered at 2363 m with a gross thickness of 39 m. The net sand interval was 24 m and consisted of fine-grained to very fine-grained argillaceous, micaceous sandstone. Average porosity was calculated to 16 %. Eighty-nine percent water saturation was calculated for this sand indicating that poor oil shows encountered while drilling the interval, were residual. A second "Intra Heather Sand II" (Fensfjord Formation) was penetrated at 2482 m with a gross thickness of 45 m. The sand was water bearing without shows. The lithology was similar to the upper sand. The other reservoir sequences encountered in the well, sandstones in the Middle Jurassic Brent Formation, the Early Jurassic Cook Formation, and the Statfjord Formation, were also water bearing. The gross sand thicknesses of these were 118 m, 21m and 67m, respectively.
    A single conventional core was cut between 2490m and 250 8m, near the top of the lower Intra Heather Sand interval. It was dated to Oxfordian in age and consisted of 18 m (100%) of very fine-grained sandstone with good porosity, except in some heavily cemented horizons. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 17 February 1981 as a dry hole.
    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]
    350.00
    3150.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2490.0
    2508.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2490-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2495-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2500m
    Kjerne bilde med dybde: 2500-2503m
    2490-2492m
    2492-2495m
    2495-2498m
    2498-2500m
    2500-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2506m
    Kjerne bilde med dybde: 2506-2508m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2503-2506m
    2506-2508m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    740.0
    [m]
    DC
    760.0
    [m]
    DC
    790.0
    [m]
    DC
    820.0
    [m]
    DC
    850.0
    [m]
    DC
    880.0
    [m]
    DC
    910.0
    [m]
    DC
    940.0
    [m]
    DC
    970.0
    [m]
    DC
    1000.0
    [m]
    DC
    1030.0
    [m]
    DC
    1060.0
    [m]
    DC
    1090.0
    [m]
    DC
    1120.0
    [m]
    DC
    1150.0
    [m]
    DC
    1180.0
    [m]
    DC
    1210.0
    [m]
    DC
    1240.0
    [m]
    DC
    1270.0
    [m]
    DC
    1300.0
    [m]
    DC
    1330.0
    [m]
    DC
    1360.0
    [m]
    DC
    1390.0
    [m]
    DC
    1420.0
    [m]
    DC
    1450.0
    [m]
    DC
    1480.0
    [m]
    DC
    1510.0
    [m]
    DC
    1540.0
    [m]
    DC
    1570.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1630.0
    [m]
    DC
    1660.0
    [m]
    DC
    1690.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    DC
    1750.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    DC
    1810.0
    [m]
    DC
    1840.0
    [m]
    DC
    1870.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    1910.0
    [m]
    DC
    1930.0
    [m]
    DC
    1945.0
    [m]
    DC
    1960.0
    [m]
    DC
    1970.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    1990.0
    [m]
    DC
    2000.0
    [m]
    DC
    2020.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    2050.0
    [m]
    DC
    2080.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    2115.0
    [m]
    DC
    2130.0
    [m]
    DC
    2150.0
    [m]
    DC
    2160.0
    [m]
    DC
    2175.0
    [m]
    DC
    2190.0
    [m]
    DC
    2200.0
    [m]
    DC
    2213.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2216.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2220.0
    [m]
    DC
    2227.0
    [m]
    DC
    2250.0
    [m]
    DC
    2255.0
    [m]
    DC
    2280.0
    [m]
    DC
    2280.0
    [m]
    C
    IKU
    2285.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2287.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2295.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2300.0
    [m]
    DC
    2302.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2305.0
    [m]
    C
    IKU
    2312.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2317.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2325.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2330.0
    [m]
    C
    IKU
    2335.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2352.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2357.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2362.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2364.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2365.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2367.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2382.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2382.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2385.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2387.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2410.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2480.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2484.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2489.6
    [m]
    C
    IKU
    2493.5
    [m]
    C
    IKU
    2498.0
    [m]
    C
    IKU
    2502.5
    [m]
    C
    IKU
    2506.8
    [m]
    C
    IKU
    2507.7
    [m]
    C
    IKU
    2522.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2528.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2577.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2628.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2667.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2697.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2716.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2767.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2785.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2788.6
    [m]
    SWC
    IKU
    2830.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2851.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2855.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2959.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2986.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3022.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3040.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3060.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3080.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3136.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3152.0
    [m]
    SWC
    IKU

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.49

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.53
    pdf
    1.70

  • 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
    0.10
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    12.43
    pdf
    2.24

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    2060
    2410
    CST
    2066
    2735
    CST
    2480
    3152
    FDC CNL GR CAL
    1909
    3153
    FDC GR CAL
    886
    1908
    HDT
    2000
    3153
    ISF BHC GR SP
    324
    3152
    RFT
    2366
    3147
    VELOCITY
    800
    3140

  • 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
    324.0
    36
    325.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    886.0
    26
    900.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1481.0
    17 1/2
    1918.0
    1.60
    LOT
    OPEN HOLE
    3152.0
    12 1/4
    3152.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    325
    1.04
    100.0
    seawater
    900
    1.11
    39.0
    seawater
    1918
    1.40
    53.0
    18.0
    seawater
    2490
    1.30
    57.0
    17.0
    seawater
    3150
    1.30
    61.0
    22.0
    seawater

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22