Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/4-9

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.
    31/4-9
    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.
    31/4-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8501 - 129 SP 610
    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.
    534-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    44
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.01.1987
    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.
    07.03.1987
    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.
    07.03.1989
    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.
    06.01.2014
    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
    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.
    MIDDLE 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.
    FENSFJORD 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.
    147.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2480.0
    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).
    2480.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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° 32' 2.29'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 5' 26.92'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6711042.08
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    504983.64
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1026

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/4-9 was drilled as an appraisal well on the Brage Field on the Bjørgvin Arch in the North Sea. The main objective was to establish the OWC and confirm reservoir trends, hydrocarbon column and reserve potential in the east flank of the structure. TD was prognosed at 2500 m, 70 m into the Dunlin Group.
    Operations and results
    Appraisal well 31/4-9 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 23 January 1987 and drilled to TD at 2480 m in the Early Jurassic Drake Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 974 m, with KCl/polymer mud from 974 m to 2027 m, and with NaCl/CaCO3/polymer mud from 2027 m to TD.
    The Fensfjord reservoir came in at 2168.5 m and consisted mainly of fine to medium grained sandstones grading into and interbedded with siltstones. The Fensfjord Formation was oil bearing down to the oil-water contact at 2172 m. The Brent sandstone was found to be water bearing. Oil shows were described in the cored sections from 2103.5 m in the Draupne Formation down to 2222 m in the Fensfjord Formation.
    An attempt to take two cores in the Tertiary claystones failed. Eight cores were cut with good recovery in the interval 2103 to 2222 m in the Heather and Fensfjord formations. RFT oil samples were taken at 2171.5 m topmost in the Fensfjord Formation
    The well was permanently abandoned on 7 March 1987 as an oil appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the Fensfjord Formation.
    DST 1 tested water from the interval 2193.1-2208.1 m through a 50.8 mm choke. The maximum production rate was 577.5 Sm3/day. An injection test was also performed with a maximum injection rate of 576 Sm3/day. Flowing bottom hole temperature was 90.8 deg C.
    DST 2 tested oil from the interval 2169.6-2171.6 m through a 12.7 mm choke. The maximum flow rate for the oil was 311.1 Sm3/day and for the gas 23253 Sm3/day. DST 2 also produced 7-8% water and emulsion on average. The GOR was 75 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.875 g/cm3, and the gas gravity was 0.769 (air=l) with 0.5 - 1.0 % CO2. Flowing bottom hole temperature was 88.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    980.00
    2480.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    3
    2105.0
    2106.8
    [m ]
    4
    2107.0
    2114.9
    [m ]
    5
    2116.5
    2131.5
    [m ]
    6
    2132.5
    2151.1
    [m ]
    7
    2149.5
    2164.5
    [m ]
    8
    2164.5
    2176.5
    [m ]
    9
    2176.5
    2194.4
    [m ]
    10
    2194.0
    2222.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    116.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    DST2
    2169.60
    2171.60
    OIL
    01.03.1987 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28
    pdf
    0.86
    pdf
    0.57

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.38
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.54
    .pdf
    14.45

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2193
    2208
    50.8
    2.0
    2170
    2172
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    90
    2.0
    88
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    311
    23253
    0.875
    0.769
    75

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CST VDL GR
    1500
    2389
    CST
    2008
    2471
    DIL LSS GR SP
    945
    1855
    DITE LDL CNL NGT
    1998
    2471
    DLL MSFL SDT GR
    1998
    2471
    GR
    170
    945
    MWD - GR RES
    181
    2480
    RFT
    2120
    2409
    RFT
    2171
    0
    SHDT
    1998
    2474
    VSP
    360
    2466

  • 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
    254.0
    36
    254.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    974.0
    17 1/2
    974.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1998.0
    12 1/4
    2077.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2479.0
    8 3/8
    2480.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    169
    1.20
    29.0
    10.0
    WATERBASED
    09.03.1987
    253
    1.03
    WATERBASED
    26.01.1987
    466
    1.03
    99.0
    99.0
    WATERBASED
    26.01.1987
    849
    1.20
    29.0
    10.0
    WATERBASED
    06.03.1987
    920
    1.03
    99.0
    99.0
    WATERBASED
    26.01.1987
    970
    1.03
    WATERBASED
    27.01.1987
    974
    0.00
    25.0
    15.0
    WATERBASED
    29.01.1987
    974
    1.03
    99.0
    99.0
    WATERBASED
    28.01.1987
    1087
    1.25
    27.0
    18.0
    WATERBASED
    30.01.1987
    1363
    1.25
    25.0
    17.0
    WATERBASED
    02.02.1987
    1458
    1.40
    27.0
    15.0
    WATERBASED
    02.02.1987
    1800
    1.20
    29.0
    10.0
    WATERBASED
    05.03.1987
    1962
    1.40
    30.0
    17.0
    WATERBASED
    04.02.1987
    2027
    1.40
    34.0
    20.0
    WATERBASED
    02.02.1987
    2027
    0.00
    31.0
    18.0
    WATERBASED
    03.02.1987
    2033
    1.20
    28.0
    9.0
    WATERBASED
    05.02.1987
    2105
    1.20
    30.0
    11.0
    WATERBASED
    09.02.1987
    2115
    1.20
    27.0
    8.0
    WATERBASED
    09.02.1987
    2141
    1.20
    28.0
    9.0
    WATERBASED
    09.02.1987
    2159
    1.20
    29.0
    10.0
    WATERBASED
    04.03.1987
    2177
    0.00
    36.0
    12.0
    WATERBASED
    27.02.1987
    2177
    0.00
    35.0
    11.0
    WATERBASED
    02.03.1987
    2177
    0.00
    35.0
    12.0
    WATERBASED
    02.03.1987
    2177
    0.00
    29.0
    10.0
    WATERBASED
    03.03.1987
    2177
    1.21
    25.0
    7.0
    WATERBASED
    09.02.1987
    2222
    1.21
    27.0
    10.0
    WATERBASED
    10.02.1987
    2242
    1.20
    33.0
    10.0
    WATERBASED
    20.02.1987
    2242
    0.00
    33.0
    10.0
    WATERBASED
    23.02.1987
    2242
    0.00
    33.0
    10.0
    WATERBASED
    24.02.1987
    2242
    0.00
    30.0
    10.0
    WATERBASED
    25.02.1987
    2242
    0.00
    36.0
    12.0
    WATERBASED
    26.02.1987
    2377
    1.21
    29.0
    10.0
    WATERBASED
    11.02.1987
    2394
    1.20
    31.0
    10.0
    WATERBASED
    19.02.1987
    2479
    1.20
    26.0
    8.0
    WATERBASED
    18.02.1987
    2479
    0.00
    25.0
    8.0
    WATERBASED
    18.02.1987
    2479
    0.00
    25.0
    7.0
    WATERBASED
    18.02.1987
    2479
    0.00
    31.0
    10.0
    WATERBASED
    18.02.1987
    2480
    1.20
    26.0
    10.0
    WATERBASED
    12.02.1987
    2480
    0.00
    26.0
    10.0
    WATERBASED
    13.02.1987
    2480
    0.00
    26.0
    10.0
    WATERBASED
    18.02.1987

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22