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

31/2-9

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.
    31/2-9
    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.
    31/2-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    79403 SP 435
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    344-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    34
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.08.1982
    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.
    01.10.1982
    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.
    01.10.1984
    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
    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.
    339.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1770.0
    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).
    1770.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    46
    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° 52' 54.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 28' 3.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6749867.74
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    525386.67
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    88

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-9 was drilled northeast of the well 31/2-7 in the Troll West oil province in the Northern North Sea. The main objectives were to establish the extent of a previously proven thick oil column province in the Troll Field and to complete the well near the OWC in order to follow the development of water coning.
    Operations and results
    Well 31/2-9 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 29 August 1982 and drilled to TD at 1770 m in the Late Jurassic Fensfjord Formation. Some problems were encountered with the well head after running the 20" casing (2.5 days lost), and with the BOP after running the 13 3/8" casing (3.5 days lost). The well was drilled with spud mud down to 460 m, with seawater and gel from 460 m to 816 m, with KCl/polymer mud from 816 m to 1509 m, and with seawater/Drispac mud from 1509 m to TD.
    Well 31/2-9 encountered a hydrocarbon bearing column of 34.5 m in the Late Jurassic Sognefjord Formation. The reservoir was gas bearing from 1549 -1570 m (21 m gas column) and oil bearing down to 1583.5 m (13.5 m oil column). This was a thinner oil column than expected. The gas reservoir consisted of very fine to medium grained bioturbated sandstones with a high mica content. The sandstones were very silty and well sorted. Around 1570 m a change in lithology to medium/ coarse grained sandstones with low mica content and less bioturbation was seen. In the lower part of the oil reservoir the mica content was slightly more than in the upper part and the sandstones were siltier. Below the OWC shows (moderate to very weak direct fluorescence) were observed on cores throughout the cored section down to 1628 m.
    Five fiberglass sleeved cores were taken in the 12 1/4" section from 1554 to 1628 m. Four RFT runs were made and 5 samples were obtained: at 1573 m (29 deg API oil), 1571 m (oil), 1565 m (gas), and two samples at 1575 m (oil)
    The well was permanently abandoned on 1 October 1982 as a gas and oil appraisal well.
    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]
    470.00
    1768.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1554.0
    1563.0
    [m ]
    2
    1563.0
    1571.3
    [m ]
    3
    1573.0
    1591.6
    [m ]
    4
    1591.6
    1607.8
    [m ]
    5
    1610.0
    1627.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    69.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1554-1559m
    Kjerne bilde med dybde: 1559-1563m
    Kjerne bilde med dybde: 1563-1568m
    Kjerne bilde med dybde: 1568-1571m
    Kjerne bilde med dybde: 1573-1578m
    1554-1559m
    1559-1563m
    1563-1568m
    1568-1571m
    1573-1578m
    Kjerne bilde med dybde: 1578-1583m
    Kjerne bilde med dybde: 1583-1589m
    Kjerne bilde med dybde: 1589-1591m
    Kjerne bilde med dybde: 1591-1597m
    Kjerne bilde med dybde: 1597-1602m
    1578-1583m
    1583-1589m
    1589-1591m
    1591-1597m
    1597-1602m
    Kjerne bilde med dybde: 1602-1607m
    Kjerne bilde med dybde: 1610-1615m
    Kjerne bilde med dybde: 1615-1620m
    Kjerne bilde med dybde: 1620-1626m
    Kjerne bilde med dybde: 1628-1627m
    1602-1607m
    1610-1615m
    1615-1620m
    1620-1626m
    1628-1627m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1279.0
    [m]
    DC
    RRI
    1288.0
    [m]
    DC
    RRI
    1297.0
    [m]
    DC
    RRI
    1306.0
    [m]
    DC
    RRI
    1315.0
    [m]
    DC
    RRI
    1324.0
    [m]
    DC
    RRI
    1333.0
    [m]
    DC
    RRI
    1342.0
    [m]
    DC
    RRI
    1351.0
    [m]
    DC
    RRI
    1357.0
    [m]
    DC
    RRI
    1369.0
    [m]
    DC
    RRI
    1378.0
    [m]
    DC
    RRI
    1387.0
    [m]
    DC
    RRI
    1396.0
    [m]
    DC
    RRI
    1405.0
    [m]
    DC
    RRI
    1414.0
    [m]
    DC
    RRI
    1423.0
    [m]
    DC
    RRI
    1432.0
    [m]
    DC
    RRI
    1441.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1459.0
    [m]
    DC
    RRI
    1468.0
    [m]
    DC
    RRI
    1477.0
    [m]
    DC
    RRI
    1486.0
    [m]
    DC
    RRI
    1538.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1539.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1541.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1542.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1543.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1544.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1545.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1546.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1547.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1548.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1549.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1552.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1554.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1555.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1559.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1560.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1564.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1574.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1578.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1583.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1592.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1602.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1614.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1622.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1624.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1625.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1628.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1633.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1643.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1656.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1667.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1678.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1688.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1698.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1707.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1713.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1725.0
    [m]
    C
    GEOCH
    1730.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1735.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1747.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    1756.0
    [m]
    SWC
    GEOCH

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.16
    pdf
    0.13

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.07
    pdf
    2.03
    pdf
    0.71
    pdf
    1.31
    pdf
    0.38
    pdf
    0.10
    pdf
    0.02
    pdf
    2.62
    pdf
    3.40
    pdf
    0.24
    pdf
    0.37
    pdf
    1.68
    pdf
    0.77
    pdf
    10.09
    pdf
    3.31
    pdf
    3.03
    pdf
    1.37
    pdf
    1.40
    pdf
    0.82

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    520
    1500
    CST
    816
    1496
    CST
    1498
    1770
    DLL MSFL
    1498
    1767
    FDC CNL GR CAL
    450
    814
    HDT
    1498
    1770
    ISF BHC GR
    350
    812
    ISF BHC GR
    808
    1406
    ISF BHC GR
    1406
    1501
    ISF BHC GR
    1498
    1769
    LDT CNL GR CAL
    803
    1502
    LDT CNL GR CAL
    1498
    1770
    RFT
    1550
    1752
    WST
    776
    1769

  • 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
    450.0
    36
    460.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    808.0
    26
    816.0
    1.47
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1498.0
    17 1/2
    1509.0
    1.54
    LOT
    OPEN HOLE
    1770.0
    12 1/4
    1770.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    480
    1.05
    waterbased
    780
    1.12
    waterbased
    990
    1.28
    waterbased
    1290
    1.31
    waterbased
    1750
    1.18
    waterbased

  • 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
    0.15