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

31/6-2

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.
    31/6-2
    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.
    SUSPENDED
    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.
    31/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8007 - 351 SP 1647
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    393-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.10.1983
    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.
    11.12.1983
    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.
    11.12.1985
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    303.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2020.0
    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).
    2020.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    65
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 34' 58.24'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 54' 55.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6716831.54
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    550164.40
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    34

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 31/6-2 was drilled on a location on the south-east periphery on the Troll East gas province. The main objective was to test the gas and oil accumulations in sandstones of Late to Middle Jurassic age. The planned TD was about 200 m into rocks of Triassic age to an estimated total depth of 2400 m RKB.
    The well is Reference well for the Hardråde Formation and for the undifferentiated Shetland Group in the Troll area.
    Operations and results
    Well 31/6-2 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 18 October 1983 and drilled to TD at 2020 m in the Early Jurassic Drake Formation. Because of problems with a leak in 20" casing and lost circulation problems in a major fault, both 13 3/8" and 9 5/8" casing had to be set high. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 412 m, with AQUAGEL/seawater spud mud from 412 m to 801 m, with KCl polymer mud from 801 m to TD. At 984 m Lost Circulation Material -pills were added to cure lost circulation problems.
    No reservoir sections were developed above the Jurassic. The well encountered 113 m of Draupne shale with top at 1322 m, overlying a 25 m thick Heather Formation sequence. The Sognefjord Formation sandstone reservoir was encountered at 1460 m with a gas column of approximately 110 m. No oil leg could be detected from electric logs or FMT's. Oil shows were recorded on sidewall core sandstone in the interval from 1831 m to 1988 m in the Middle to Early Jurassic. Nine cores were cut from 1435 m to 1619 m in the Heather and Sognefjord Formations. FMT sampling in the Sognefjord Formation recovered small amounts of gas from 1475 m and 1572 m. A sample from 1577 m gave mud filtrate.
    The well was suspended on 11 December 1983 as a gas appraisal.
    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]
    420.00
    2235.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1435.0
    1453.3
    [m ]
    2
    1453.0
    1471.4
    [m ]
    3
    1471.6
    1483.6
    [m ]
    4
    1483.6
    1497.1
    [m ]
    5
    1497.1
    1515.9
    [m ]
    6
    1515.7
    1543.4
    [m ]
    7
    1543.6
    1571.5
    [m ]
    8
    1571.5
    1589.0
    [m ]
    9
    1591.0
    1618.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    181.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1435-1441m
    Kjerne bilde med dybde: 1441-1447m
    Kjerne bilde med dybde: 1447-1453m
    Kjerne bilde med dybde: 1453-1453m
    Kjerne bilde med dybde: 1453-1459m
    1435-1441m
    1441-1447m
    1447-1453m
    1453-1453m
    1453-1459m
    Kjerne bilde med dybde: 1459-1465m
    Kjerne bilde med dybde: 1465-1471m
    Kjerne bilde med dybde: 1471-1472m
    Kjerne bilde med dybde: 1471-1477m
    Kjerne bilde med dybde: 1477-1483m
    1459-1465m
    1465-1471m
    1471-1472m
    1471-1477m
    1477-1483m
    Kjerne bilde med dybde: 1483-1489m
    Kjerne bilde med dybde: 1489-1495m
    Kjerne bilde med dybde: 1495-1497m
    Kjerne bilde med dybde: 1497-1503m
    Kjerne bilde med dybde: 1509-1515m
    1483-1489m
    1489-1495m
    1495-1497m
    1497-1503m
    1509-1515m
    Kjerne bilde med dybde: 1503-1509m
    Kjerne bilde med dybde: 1515-1516m
    Kjerne bilde med dybde: 1515-1521m
    Kjerne bilde med dybde: 1521-1527m
    Kjerne bilde med dybde: 1527-1533m
    1503-1509m
    1515-1516m
    1515-1521m
    1521-1527m
    1527-1533m
    Kjerne bilde med dybde: 1533-1539m
    Kjerne bilde med dybde: 1539-1543m
    Kjerne bilde med dybde: 1543-1549m
    Kjerne bilde med dybde: 1549-1555m
    Kjerne bilde med dybde: 1555-1561m
    1533-1539m
    1539-1543m
    1543-1549m
    1549-1555m
    1555-1561m
    Kjerne bilde med dybde: 1561-1567m
    Kjerne bilde med dybde: 1567-1571m
    Kjerne bilde med dybde: 1571-1577m
    Kjerne bilde med dybde: 1577-1583m
    Kjerne bilde med dybde: 1583-1589m
    1561-1567m
    1567-1571m
    1571-1577m
    1577-1583m
    1583-1589m
    Kjerne bilde med dybde: 1591-1597m
    Kjerne bilde med dybde: 1597-1603m
    Kjerne bilde med dybde: 1603-1609m
    Kjerne bilde med dybde: 1609-1615m
    Kjerne bilde med dybde: 1615-1618m
    1591-1597m
    1597-1603m
    1603-1609m
    1609-1615m
    1615-1618m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    995.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1050.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1250.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1294.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1326.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1344.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1360.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1380.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1399.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1411.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1426.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1630.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1660.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1686.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1710.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1726.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1745.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1783.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1800.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1831.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1855.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1902.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1915.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1927.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1937.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1988.5
    [m]
    SWC
    IKU

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.56
    pdf
    0.48

  • 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
    0.30
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    18.98
    pdf
    1.29
    pdf
    7.28
    pdf
    0.88
    pdf
    0.46
    pdf
    0.66
    pdf
    13.96
    pdf
    6.31
    pdf
    6.12
    pdf
    2.46
    pdf
    0.85
    pdf
    2.60
    pdf
    9.45
    pdf
    0.17
    pdf
    25.98
    pdf
    5.83
    pdf
    8.92
    pdf
    5.38
    pdf
    6.17
    pdf
    6.40
    pdf
    3.19
    pdf
    3.03
    pdf
    17.60
    pdf
    2.77
    pdf
    6.41
    pdf
    1.07

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    326
    902
    ACBL VDL GR
    515
    1390
    CDL CNL GR CAL
    800
    2020
    CDL GR CAL
    412
    816
    DIFL BHC AC GR SP
    412
    2020
    DLL MLL GR
    1390
    2020
    FMT
    1390
    2020
    HR DIP
    903
    1400
    HR DIP
    1390
    2020
    SPECTRALOG
    1390
    2020
    VSP
    895
    2020

  • 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
    412.0
    36
    412.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    801.0
    26
    818.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    902.0
    17 1/2
    920.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1391.0
    12 1/4
    1400.0
    1.61
    LOT
    LINER
    7
    2004.0
    8 1/2
    2020.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    410
    1.04
    45.0
    WATER BASED
    480
    1.08
    41.0
    WATER BASED
    900
    1.30
    47.0
    WATER BASED
    1010
    1.20
    44.0
    WATER BASED
    1470
    1.25
    46.0
    WATER BASED
    2005
    1.10
    52.0
    4.8
    WATER BASED
    07.08.1984
    2075
    1.10
    63.0
    6.2
    WATER BASED
    07.08.1984
    2235
    1.11
    56.0
    5.8
    WATER BASED
    07.08.1984
    2235
    1.11
    57.0
    4.8
    WATER BASED
    07.08.1984

  • 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
    0.16