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

31/2-13 S

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.
    31/2-13 S
    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.
    31/2-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    81 007-412 SP 337.5 & 82-430 SP 102
    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.
    401-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    74
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.01.1984
    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.
    15.03.1984
    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.
    15.03.1986
    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.
    333.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2010.0
    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).
    1727.6
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    46.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    60
    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' 14.15'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 26' 3.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6739329.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    523646.72
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    93

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-13 S was drilled as an appraisal in the Troll West oil province in the Northern North Sea. The main objectives of were to investigate the reservoir properties and accumulation conditions between the wells 31/2-5 and 31/2-11. Water and/or gas -coning tests were to be conducted.
    Operations and results
    Appraisal well 31/2-13 S was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 2 January 1984 and drilled to TD at 2010 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. Due to bad weather the string parted and was observed lying across the temporary guide base when the well was spudded. The fish was recovered. Straight hole was drilled down to 500 m where the hole was kicked off with an angle of 1 1/2 degree. Some problems due to tight hole occurred in the 17 1/2" hole. Mud losses to the formation occurred at 1531 and 1700 m, 100 bbls at each depth. A drill break occurred at 1744 m in the 12 1/4" hole section. The well was drilled with seawater and viscous pills down to 473 m, with Gelled mud from 473 m from 473 m to 750 m, with seawater from 750 m to 825 m, and with oil based mud from 825 m to TD. The Oil based mud used was termed "Fazekleen, low toxicity invert oil emulsion mud, based on Shell Sol D70 oil"
    Top reservoir (top Sognefjord Formation) was penetrated at 1732 m (1526.5 m TVD), top Heather Formation at 1855 m (1613 m TVD), and top Fensford Formation sandstone at 1934 m (1671 m TVD). Oil and gas were encountered in the Sognefjord Formation. The GOC was at 1790 m (1567 m TVD) and the FWL was estimated at 1828.5 m (1594 m TVD). Strong to moderate fluorescence was observed on the cores down to 1844 m (1606 m TVD), but heavy contamination from the oil-based mud made shows detection somewhat uncertain. The upper half of the oil bearing formation consisted of generally clean sandstones. Below 1555 m TVD the sands were micaceous. Tight calcareous streaks occurred over the whole section. The core permeability in the clean sands ranged from 4 D to 15 D. In the micaceous sands the permeability were from 10 mD to 100 mD.
    Eight fibreglass sleeve cores were cut from 1744 to 1844 m in the Sognefjord Formation sands. Seventy metres (70%) were recovered. An RFT segregated fluid sample was taken in the oil zone at 1800 m.
    The well was permanently abandoned on 15 March 1984 as a gas and oil appraisal well.
    Testing
    A Production test was performed through a 5" production tubing in the Late Jurassic sequence. During clean-up producing 810 Sm3 oil/day gas cap gas broke through. The well was then produced at rates up to 604 Sm3/day. The gas-oil ratio increased from solution GOR (57 Sm3/Sm3) to 552 Sm3/Sm3. The produced oil had a gravity 0.88 - 0.89 G7cm3 (28 deg API), the gas 0.70-0.63 (air = 1). No formation water produced. The estimated critical rate (to gas coning) in 31/2-13, ca 315 Sm3/day, was significantly lower than in 31/2-5 (795 Sm3/day). Maximum down-hole temperature recorded in the production test was 65.2 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    2006.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1744.0
    1754.0
    [m ]
    2
    1754.0
    1757.0
    [m ]
    3
    1772.0
    1782.0
    [m ]
    4
    1784.0
    1795.0
    [m ]
    5
    1795.0
    1807.0
    [m ]
    6
    1807.0
    1813.0
    [m ]
    7
    1813.0
    1824.0
    [m ]
    8
    1825.0
    1840.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    78.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1744-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1756-1774m
    Kjerne bilde med dybde: 1774-1778m
    Kjerne bilde med dybde: 1778-1781m
    Kjerne bilde med dybde: 1781-1786m
    1744-1756m
    1756-1774m
    1774-1778m
    1778-1781m
    1781-1786m
    Kjerne bilde med dybde: 1786-1789m
    Kjerne bilde med dybde: 1789-1793m
    Kjerne bilde med dybde: 1793-1796m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1800m
    Kjerne bilde med dybde: 1800-1803m
    1786-1789m
    1789-1793m
    1793-1796m
    1796-1800m
    1800-1803m
    Kjerne bilde med dybde: 1803-1807m
    Kjerne bilde med dybde: 1807-1811m
    Kjerne bilde med dybde: 1811-1814m
    Kjerne bilde med dybde: 1814-1817m
    Kjerne bilde med dybde: 1818-1822m
    1803-1807m
    1807-1811m
    1811-1814m
    1814-1817m
    1818-1822m
    Kjerne bilde med dybde: 1822-1825m
    Kjerne bilde med dybde: 1826-1829m
    Kjerne bilde med dybde: 1829-1832m
    Kjerne bilde med dybde: 1833-1837m
    Kjerne bilde med dybde: 1837-1839m
    1822-1825m
    1826-1829m
    1829-1832m
    1833-1837m
    1837-1839m

  • 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
    1801.00
    1806.00
    OIL
    03.03.1984 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    358
    783
    1460
    1460
    1540
    1577
    1718
    1728
    1732
    1732
    1855
    1934

  • 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
    0.18
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    7.74
    pdf
    5.93
    pdf
    0.10
    pdf
    0.72
    pdf
    2.16
    pdf
    1.50
    pdf
    1.03
    pdf
    0.43
    pdf
    0.26
    pdf
    1.63
    pdf
    6.68
    pdf
    5.80
    pdf
    2.66
    pdf
    2.27
    pdf
    0.72
    pdf
    0.91
    pdf
    0.87
    pdf
    0.83
    pdf
    0.44
    pdf
    0.14
    pdf
    1.74
    pdf
    0.20
    pdf
    0.26
    pdf
    0.15
    pdf
    0.77
    pdf
    2.45
    pdf
    0.72
    pdf
    26.29

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1801
    1807
    21.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    60
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    540
    144180
    0.880
    0.630
    267

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    635
    1697
    CBL VDL GR
    1450
    1968
    CST
    0
    0
    DIL BHC GR
    805
    1675
    DIL LSS GR
    1699
    2006
    ISF BHC GR
    455
    823
    LDL CNL GR
    804
    1677
    LDL CNL GR
    1699
    2007
    LDT CNL GR
    455
    825
    NGS
    1699
    2007
    RFT
    1800
    1800
    RFT GR HP
    1750
    1992
    VELOCITY
    455
    2006

  • 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
    455.5
    36
    468.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    806.0
    26
    813.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1700.0
    17 1/2
    1710.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1999.0
    12 1/4
    2007.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    500
    1.05
    WATER BASED
    550
    1.07
    WATER BASED
    600
    1.10
    WATER BASED
    800
    1.12
    WATER BASED
    830
    1.30
    OIL BASED
    900
    1.31
    OIL BASED
    1140
    1.40
    OIL BASED
    1550
    1.41
    OIL BASED
    1750
    1.25
    OIL 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.17