Brønnbane: 31/2-12 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-12
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	lenke til kart
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.	TROLL
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	31/2-1 (Troll Vest)
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-12
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	82 - 41081 SP 956
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	054
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	A/S Norske Shell
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	373-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	BORGNY DOLPHIN
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	93
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	26.05.1983
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.	09.09.1983
Plugget og forlatt dato Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.	09.09.1983
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.	09.09.1985
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.	19.12.2007
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
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.	MIDDLE 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.	FENSFJORD FM
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.	334.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	1615.0
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).	1615.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	2
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	71
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° 50' 5.4'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 30' 48.47'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6744659.32
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	527916.41
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	14

Well 31/2-12 was drilled as an appraisal well in the Troll West oil province in the Northern North Sea. The main objectives were to evaluate various techniques for gas production wells in the Troll field, to establish the reservoir quality in the central part of the Troll field gas accumulation, and to provide additional data point for the correlation and mapping of the depositional units.

Operations and results

Well 31/2-12 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 26 May 1983 and drilled to TD at 1615 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. On 4 June, after running the BOP-stack, operations were interrupted by a labour dispute. After the strike ended on 17 June problems with the BOP lead to a further 4 days delay before normal drilling operations were resumed. Some instability problems and well kicks were encountered while drilling and testing in the reservoir. The well was drilled with Seawater and gel down to 807 m, with KCl/polymer mud from 807 m to 1338 m, and with CaCl2/CaCO3/polymer mud from 1338 m to TD.

Top reservoir in well 31/2-12 was encountered at 1365 m. The formations were interpreted to be gas bearing all through the Sognefjord Formation, the Heather Formation (1487 - 1541 m), and down to a clear GOC at 1570.5 m in the Fensfjord Formation. The upper part of the Sognefjord Formation consisted of generally clean sandstones. Below 1455 m the sands were micaceous and silty. Tight calcareous streaks occurred over the whole section. Oil was interpreted from 1570.5 m down to 1581.0 m, where an abrupt drop in resistivity was interpreted as the oil/water contact. The contact was somewhat obscured however by a change in lithology from clean, but rather tight, sandstone to micaceous sandstone. No movable oil was calculated below this depth, but shows (fluorescence and cut) was observed on sidewall cores down to 1608 m.

Ten cores were cut in the Late Jurassic Sognefjord reservoir section. From a total of 89.5 m in the intervals 1366 - 1424 m and 1427 - 1458.5 m 86.7 m core (97%) was recovered. All cores were taken using fibreglass sleeve techniques to achieve better recovery in the poorly consolidated sands. Two gas samples were recovered from the uppermost reservoir section during RFT run 1. Recovery of an oil sample during RFT run 2 failed because of plugging by chalk particles in the mud cake. During a separate run with a modified "long nose" RFT probe an oil sample from the thin oil column at 1576 m was obtained.

The well was permanently abandoned on 9 September 1983 as an oil and gas appraisal well.

Testing

Two intervals in the clean sands were tested. From 1428 to 1452 m the well bore was underreamed to 16 inch and completed with an external gravel pack (E6P). This test (PT1) produced 563700 Sm3 gas/day through a 17.5" choke. A second test (PT-2) used an internal gravel pack (IGP) over the interval from 1385 to 1405 m. During this test the well took a kick and had to be closed in. The production-string was cut and the well killed. After fishing out the production string a successful gravel pack test was performed. This test produced 684100 Sm3 gas/day through a 17.5" choke. The gas produced in the tests was dry (gas gravity = 0.61) with a gas/condensate ratio of 35622 Sm3/Sm3. The condensate produced had a gravity of 51 degAPI. The gas contained 1.5% N2, 0.6% C02 and 0.05 ppm H2S. The maximum down-hole temperatures measured in the two tests were 62.8 and 61.7 deg C in PT1 and PT2, respectively.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
480.00	1615.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1366.0	1375.5	[m ]
2	1375.0	1378.7	[m ]
3	1380.0	1386.0	[m ]
4	1389.0	1398.2	[m ]
5	1398.0	1407.2	[m ]
6	1407.0	1416.0	[m ]
7	1416.0	1424.2	[m ]
8	1427.0	1436.0	[m ]
9	1436.0	1449.0	[m ]
10	1449.0	1458.5	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	86.3

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1366-1372m	1372-1375m	1375-1378m	1380-1386m	1386-1387m

1389-1395m	1395-1397m	1398-1403m	1404-1407m	1407-1413m

1413-1416m	1416-1422m	1422-1424m	1427-1433m	1433-1436m

1436-1442m	1442-1447m	1448-1449m	1449-1455m	1455-1458m

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Væske type	Test tidspunkt	Prøver tilgjengelig
DST	DST1	1428.00	1452.00	CONDENSATE	30.07.1983 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
359	NORDLAND GP
730	HORDALAND GP
1181	ROGALAND GP
1181	BALDER FM
1234	SELE FM
1258	LISTA FM
1354	VÅLE FM
1365	VIKING GP
1365	SOGNEFJORD FM
1487	HEATHER FM
1541	FENSFJORD FM

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]
14_01_WDSS_General_Information	pdf	0.19
14_02_WDSS_completion_log	pdf	0.18

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokument størrelse [KB]
14_01_31_2_12_Completion_Report_and_Completion_log	PDF	11.38
14_02_31_2_12_Amendment_no.1_to_drilling_program	pdf	0.11
14_02_31_2_12_Drilling_programme	pdf	1.50
14_02_31_2_12_Grain_size_analysis	pdf	0.68
14_02_31_2_12_High_acc._press._rep._ELS-83.49A	pdf	1.18
14_02_31_2_12_High_acc._press._rep._ELS-83.49B	pdf	4.07
14_02_31_2_12_High_acc._press_temp_measurements	pdf	5.81
14_02_31_2_12_PVT_lab._and_consult.service	pdf	1.13
14_02_31_2_12_Routine_core_analysis	pdf	1.55
14_02_31_2_12_Testanalyse_gasstest	pdf	0.65
14_02_31_2_12_The_comp._of_Norwegian_Trol_well_by_THORNTO	pdf	1.18
14_02_31_2_12_Well_summary	pdf	2.85
14_02_31_2_12_Well_testing_report_83-2301-33	pdf	13.78
14_02_31_2_12_Well_testing_report_83-2301-34	pdf	23.30

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	1428	1452	17.5
2.0	1385	1405	17.5

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0
2.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0		564000
2.0		684000

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
BGT GR	1423	1453
CBL	797	1428
CNL	1365	1419
CNL GP	1335	1405
CNL NGT	1337	1423
CST	1337	1423
CST	1424	1507
CST	1509	1604
DLL MSFL CAL GR	1424	1615
DLL MSFL GR	1337	1423
DLL MSFL GR	1424	1460
GR	1240	1424
GR CCL SH	1300	1340
GR CCL SH	1300	1350
GR ISF	1337	1423
HDT	1424	1614
ISF BHC GR	458	551
ISF BHC GR	551	806
ISF BHC GR	801	1336
ISF BHC GR	1424	1613
LDT CNL CAL NGT	1424	1614
LDT CNL GR CAL	458	552
LDT CNL GR CAL	551	807
LDT CNL GR CAL	801	1338
LDT GR CAL	1337	1423
LDT GR CAL	1424	1460
RFT HP	1368	1408
RFT HP	1472	1600
SHDT GR	1424	1614
SONIC GR CBL VDL	1337	1423
WST	608	1610

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	458.0	36	468.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	802.0	26	810.0	1.54	LOT
INTERM.	13 3/8	1338.0	17 1/2	1348.0	1.63	LOT
INTERM.	9 5/8	1424.0	12 1/4	1427.0	0.00	LOT
OPEN HOLE		1600.0	8 1/2	1615.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
360	1.04	100.0	water based
600	1.04	84.0	water based
850	1.25	54.0	water based
1000	1.28	54.0	water based
1100	1.31	54.0	water based
1500	1.28	63.0	water based

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]
14_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.17

31/2-12