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

31/2-10

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.
    31/2-10
    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.
    31/2-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    79-410 SP 668 AND 8007-328 SP 612
    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.
    346-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    30
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.10.1982
    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.
    31.10.1982
    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.
    31.10.1984
    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.
    DRY
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    331.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1833.0
    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).
    1833.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    51
    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° 47' 38.94'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 29' 39.46'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6740119.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    526908.33
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    90

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-10 was drilled as an appraisal well in the Troll West oil province in the Northern North Sea. The main objectives were to define the top and intra reservoir markers in this area of the Troll West, establish the extent of the 27.5 m oil column in the area in which the GOC is at 1541 m sub-sea (1567 m RKB), and to determine the reserves potential in the structurally low area east-north of well 31/2-5 and south east of 31/2-7.
    Operations and results
    The site survey revealed, typical for the area, numerous pockmarks. These had a fairly random distribution of 15 to 20 per km2. Although the size of individual pockmarks varied, average sizes were between 30 and 40 m wide at the rim, and 3 to 4 m deep at the centre. At the location itself no pockmark was seen.
    Well 31/2-10 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 2 October 1982 and drilled to TD at 1833 m, 40 m into in the Early Jurassic Fensfjord Formation. After drilling the 36" section, a 14 3/4" pilot hole was drilled to 810 m. The hole was then logged without indication of shallow gas before opening up to 26". One and a half days were lost during coring due to bad weather. The well was drilled with spud mud down to 472 m, with gel/seawater from 472 m to 810 m, with KCl/polymer mud from 810 m to 1530 m, and with seawater/Drispac from 130 m to TD.
    Top Jurassic was encountered with a 35 m thick Draupne shale. The Sognefjord Formation sands were encountered at 1600 m, below the prognosed OWC. The Heather Formation came in at 1733 m, and the Fensfjord Formation at 1793 m. From top Sognefjord Formation to 1647 m bleeding oil and oil stained grains were noted on the cores. However the petrophysical interpretation concluded the sands to be water bearing.
    Ten cores were taken in the interval 1575 m to 1741.5 m and 127.98 m (77%) was recovered. All cores were taken in fibreglass sleeves to achieve better recovery in the loose sands. One RFT run was made between 1601.5 and 1817.5 m and confirmed a water gradient. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 31 October as a dry 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]
    510.00
    1831.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1575.3
    1580.2
    [m ]
    2
    1585.0
    1592.5
    [m ]
    3
    1599.0
    1617.0
    [m ]
    4
    1617.5
    1634.4
    [m ]
    5
    1637.0
    1655.3
    [m ]
    6
    1655.5
    1674.0
    [m ]
    7
    1674.0
    1686.4
    [m ]
    8
    1692.0
    1704.4
    [m ]
    9
    1704.5
    1723.0
    [m ]
    10
    1723.0
    1741.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    145.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1575-1580m
    Kjerne bilde med dybde: 1580-1581m
    Kjerne bilde med dybde: 1585-1590m
    Kjerne bilde med dybde: 1590-1592m
    Kjerne bilde med dybde: 1599-1604m
    1575-1580m
    1580-1581m
    1585-1590m
    1590-1592m
    1599-1604m
    Kjerne bilde med dybde: 1604-1609m
    Kjerne bilde med dybde: 1609-1615m
    Kjerne bilde med dybde: 1615-1617m
    Kjerne bilde med dybde: 1617-1622m
    Kjerne bilde med dybde: 1622-1628m
    1604-1609m
    1609-1615m
    1615-1617m
    1617-1622m
    1622-1628m
    Kjerne bilde med dybde: 1628-1633m
    Kjerne bilde med dybde: 1633-1634m
    Kjerne bilde med dybde: 1637-1642m
    Kjerne bilde med dybde: 1642-1647m
    Kjerne bilde med dybde: 1647-1653m
    1628-1633m
    1633-1634m
    1637-1642m
    1642-1647m
    1647-1653m
    Kjerne bilde med dybde: 1653-1655m
    Kjerne bilde med dybde: 1655-1660m
    Kjerne bilde med dybde: 1660-1666m
    Kjerne bilde med dybde: 1666-1671m
    Kjerne bilde med dybde: 1671-1674m
    1653-1655m
    1655-1660m
    1660-1666m
    1666-1671m
    1671-1674m
    Kjerne bilde med dybde: 1674-1679m
    Kjerne bilde med dybde: 1679-1684m
    Kjerne bilde med dybde: 1684-1687m
    Kjerne bilde med dybde: 1692-1697m
    Kjerne bilde med dybde: 1697-1703m
    1674-1679m
    1679-1684m
    1684-1687m
    1692-1697m
    1697-1703m
    Kjerne bilde med dybde: 1703-1704m
    Kjerne bilde med dybde: 1704-1709m
    Kjerne bilde med dybde: 1709-1715m
    Kjerne bilde med dybde: 1715-1720m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1722m
    1703-1704m
    1704-1709m
    1709-1715m
    1715-1720m
    1720-1722m
    Kjerne bilde med dybde: 1723-1728m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1733m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1739m
    Kjerne bilde med dybde: 1739-1741m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1723-1728m
    1728-1733m
    1733-1739m
    1739-1741m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1565.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1569.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1571.6
    [m]
    SWC
    SHELL
    1576.7
    [m]
    C
    SHELL
    1585.0
    [m]
    C
    SHELL
    1591.0
    [m]
    C
    SHELL
    1591.4
    [m]
    C
    SHELL
    1601.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1608.0
    [m]
    C
    SHELL
    1610.7
    [m]
    C
    SHELL
    1611.9
    [m]
    C
    SHELL
    1613.4
    [m]
    C
    SHELL
    1617.5
    [m]
    C
    SHELL
    1630.8
    [m]
    C
    SHELL
    1632.6
    [m]
    C
    SHELL
    1640.7
    [m]
    C
    SHELL
    1646.2
    [m]
    C
    SHELL
    1648.9
    [m]
    C
    SHELL
    1655.3
    [m]
    C
    SHELL
    1659.0
    [m]
    C
    SHELL
    1684.6
    [m]
    C
    SHELL
    1693.8
    [m]
    C
    SHELL
    1694.7
    [m]
    C
    SHELL
    1697.2
    [m]
    C
    SHELL
    1702.0
    [m]
    C
    SHELL
    1704.3
    [m]
    C
    SHELL
    1724.8
    [m]
    C
    SHELL
    1732.7
    [m]
    C
    SHELL
    1741.5
    [m]
    C
    SHELL
    1746.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1755.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    1762.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1769.4
    [m]
    SWC
    SHELL
    1775.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1782.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1786.4
    [m]
    SWC
    SHELL
    1792.7
    [m]
    SWC
    SHELL
    1795.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1803.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1808.2
    [m]
    SWC
    SHELL
    1820.3
    [m]
    SWC
    SHELL

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39
    pdf
    0.50
    pdf
    0.34

  • 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
    0.17
    pdf
    0.12

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    500
    1515
    CST
    794
    1520
    CST
    1520
    1820
    DLL MSFL GR CAL
    1515
    1824
    HDT
    1515
    1833
    ISF BHC GR
    350
    810
    ISF BHC GR
    794
    1526
    ISF BHC GR
    1515
    1831
    LDT CNL GR
    794
    1528
    LDT CNL GR CAL
    455
    811
    LDT CNL NGT CAL
    1515
    1833
    RFT
    0
    0
    WST
    550
    1820

  • 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
    454.0
    36
    472.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    793.0
    26
    810.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1514.0
    17 1/2
    1530.0
    1.59
    LOT
    OPEN HOLE
    1575.0
    12 1/4
    1575.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1833.0
    8 1/2
    1833.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    490
    1.05
    waterbased
    790
    1.07
    waterbased
    900
    1.18
    waterbased
    1250
    1.30
    waterbased
    1350
    1.35
    waterbased
    1500
    1.35
    waterbased
    1833
    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
    0.19