Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
23.05.2024 - 01:32
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/5-7

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.
    31/5-7
    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-CCS
    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.
    PLUGGED
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    31/5-7
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1799-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    97
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.12.2019
    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.
    06.03.2020
    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.
    06.03.2020
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    30.09.2022
    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.
    10.01.2022
    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-CCS
    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.
    WATER
    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).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    307.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2915.0
    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).
    2914.9
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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° 34' 35.13'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 26' 36.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6715849.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    524299.59
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8951
  • Brønnhistorie

    General
    Well 31/5-7 was drilled to test the Northern Light Carbon Capture and Storage (CCS) prospect between the Troll and Brage fields on the Horda Platform in the North Sea. The well is the first CCS well on the Norwegian Continental Shelf. The overall objective of the well was to investigate whether reservoir rocks in the Early Jurassic are suitable for storage of carbon dioxide (CO2). Specific aims were:
    · Confirm the ability to inject a minimum of 0.8 Mt/yr CO2.
    · Confirm Johansen and Cook Formations sandstones presence and with a sufficient reservoir quality for large scale injection purpose
    · Confirm Drake Formation sealing potential.
    · Additional well objectives were to collect data to meet requirements on overburden management and implementation of data into geomechanical models and leakage risk assessment.
    Operations and results
    Wildcat well 31/5-7 was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 2 December 2019 and drilled to TD at 2915 m in the Early Jurassic (Hettangian age) Statfjord Group. Drilling operations proceeded without significant problems, but during drill stem testing issues with the Electrical Submersible pump (ESP) and further difficulties with landing the DST string caused 19 days of NPT. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 931 m and with Glydril water-based mud 931 m to TD.
    The lower Drake Formation shale thickness is 75 m, and an extended leak-off test (XLOT) confirmed the sealing potential for the future CO2 injection. The underlying injection and storage units, Johansen, and Cook Formations, consist of high-quality sandstones with a total thickness of 173 m. Formation pressure data acquired on wire line show that the rocks over and under the Drake shale cap rock are not in communication and the pressure gradients indicate water in all Viking and Brent Group sands.
    No hydrocarbon indications were seen on the logs and no shows were seen on the cuttings and the gas levels were very low, below 1 % with gas peaks up to 2.3 %, throughout the upper part of the well. The gas levels were very low throughout the 8 1/2" section as well, between 0.2 and 1 %, without any significant gas peaks. No HC odour or stain was observed in the cores, very weak spotted dull yellow residual fluorescence was seen in core chips between 2907 m and 2765 m, most likely mineral fluorescence.
    Four cores were cut in the well. Core 1 was cut from 2592 to 2596 m (79.5% recovery) in the Drake Formation cap rock. Core 2 was cut from 2643 to 2697 m (98.9% recovery) in the Cook Formation sandstones. Cores 3 and 4 were cut from 2709 to 2783 m (95.4 and 94.2 % recovery, respectively) in the Johansen Formation sandstones. MDT fluid samples were taken at 2686.3 m in the Cook Formation and at 2743.5 m in the Johansen Formation. Analyses of water samples from both MDT and DST are available on DISKOS.
    Due to the planned later drilling of a side-track and further plans for CO2 injection, a template was pre-installed at location. The well was suspended on 6 March 2020 as a dry well.
    Testing
    One drill stem test was performed from the interval 2697.5 to 2805 m in the Johansen Formation. A clean-up period of 12 hours was performed to clean the well and to find optimum surface setting for the following main flow. Both choke and ESP were increased in steps. The main flow period was 36 hours on a fixed 44/64” choke size. A corrected water flow rate of approximately 1000 m³/day was achieved. The corrected gas flow rate was around 600 m3/day. No barriers were observed during the test and the observation radius is calculated to between 2200 m to 3200 m. The temperature measured at the gauge depth at the end of the main flow has been extrapolated using Olga flow simulation software down to the top of the probably best producing interval assessed on logs. This gives a temperature of 110 °C at 2770 m. An extensive program for sampling of formation water was carried out.
  • Borekaks i Sokkeldirektoratet

    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    940.00
    2878.00
  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet

    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    2643.0
    2696.4
    [m ]
    3
    2709.0
    2744.3
    [m ]
    4
    2747.0
    2780.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    122.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    407.0
    36
    411.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    925.0
    26
    931.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    1897.0
    17 1/2
    1906.0
    1.57
    LOT
    LINER
    9 5/8
    2583.0
    12 1/4
    2584.0
    1.54
    LOT
    OPEN HOLE
    2915.0
    8 1/2
    2915.0
    0.00
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    HRLA PEX
    1897
    2585
    MWD - ARC TS
    411
    931
    MWD - ARC TS
    931
    1906
    MWD - GVR ARC TS
    2584
    2915
    MWD - PD ARC TS
    931
    1906
    MWD - PD ECS TS SS
    411
    944
    MWD - PD OB ARC TS
    1906
    2584
    MWD - TELE
    338
    411
    PEX MSIP
    931
    959
    XPT MSIP FMI
    925
    2585
  • Litostratigrafi