Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/4-8

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.
    31/4-8
    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.
    31/4-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8501 - 077 SP. 172
    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.
    508-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    52
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.03.1986
    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.
    11.05.1986
    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.
    11.05.1988
    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.
    01.04.2014
    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/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.
    EARLY 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.
    STATFJORD GP
    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.
    124.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2611.0
    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).
    2611.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.9
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 31' 22.82'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 0' 9.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6709817.47
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    500146.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    312

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/4-8 was drilled on the Brage field in the North Sea to appraise the Statfjord Group oil discovery made in well 31/4-7. The Cook Formation of the Dunlin Group was the secondary target. This sandstone was found water bearing in well 31/4-7. Chances for finding hydrocarbons in well 31/4-9 were good since the formation would be penetrated in a structurally higher position. Prognosed TD was 2565 m or 50 m into Triassic rocks.
    Operations and results
    Appraisal well 31/4-8 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Hunter on 11 May 1986 and drilled to TD at 2611 m in the Late Triassic Lunde Formation. The 13 3/8" casing got stuck at 1855 m. Diesel and spot fluid was pumped down the hole and the casing was worked free. The well was drilled with spud mud down to 900 m and with KCl/polymer mud from 900 m to TD. From 2030 m to ca 2400 m the KCl/polymer mud contained 1% diesel as a result of the problem with the stuck casing.
    The well 31/4-8 encountered hydrocarbon bearing sandstones and siltstones in the Viking Group, the Statfjord Group and the Lunde Formation. Of these, only the Statfjord reservoir is produceable. The Viking Group consisted of a thin Draupne Formation from 2085 m to 2088 m and a 29 m thick Fensfjord Formation with poorly developed, generally very fine-fine sandstones grading into and interbedded with siltstones and claystones. Some residual hydrocarbons were encountered in the best sands. Net pay in the Fensfjord Formation was 0.61 m, water saturation was 59.9% and the average porosity was 25.5%. The Cook Formation was found water bearing without traces of shows. Average porosity in the Cook sand was 17.7%. The Statfjord Group had a gross oil column of 60 m from 2346 to the OWC at 2406 m. This is practically the same as the OWC found in 31/4-7. The sandstones in the formation consisted of interbedded claystones/siltstones and very fine to very coarse quartz sands with an average porosity of 23.8%. The average porosity above OWC was 23.4%. The average permeability in the Statfjord formation was 1630 mD. The average water saturation of the oil zone in the Statfjord Group sands is 28.9%. The Lunde Formation consisted predominantly of claystones with occasional fine to coarse sandstone beds and limestone stringers. Traces of residual hydrocarbons were found locally in the Lunde sands. A net pay of 1.1 m was calculated, with average porosity of 20.7% and water saturation of 57.3% in the net pay zones. No oil shows were recorded above top Viking Group.
    Six cores were cut in the interval 2347 - 2451 m in the Dunlin and Statfjord groups, with recovery between 74 % and 100 %. A wire line SFT segregated sample at 2350.1 m recovered gas and oil.
    The well was permanently abandoned on 11 May 1986 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Two DST tests were performed in this well:
    DST 1 tested the interval 2349.1 - 2397.6 m through a 1/2 inch choke. It flowed 502.7 Sm3 oil and 19900 Sm3 gas /day. The GOR was 40 Sm3/Sm3, the oil density was 0.83 g/cm3, and the gas gravity 0.82 (air = 1) with 2 % CO2 and no H2S.The test temperature was 95°C.
    DST 2 tested water from the interval 2421.7 - 2437.4 m through a 2 inch choke. The water flow rate was 1024 Sm3/day.
    The test temperature was 98°C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    910.00
    2610.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2347.0
    2355.9
    [m ]
    2
    2359.0
    2375.0
    [m ]
    3
    2377.0
    2395.6
    [m ]
    4
    2395.0
    2413.6
    [m ]
    5
    2413.6
    2432.3
    [m ]
    6
    2432.3
    2451.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    99.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2347-2352m
    Kjerne bilde med dybde: 2352-2355m
    Kjerne bilde med dybde: 2359-2364m
    Kjerne bilde med dybde: 2364-2369m
    Kjerne bilde med dybde: 2369-2374m
    2347-2352m
    2352-2355m
    2359-2364m
    2364-2369m
    2369-2374m
    Kjerne bilde med dybde: 2374-2375m
    Kjerne bilde med dybde: 2377-2382m
    Kjerne bilde med dybde: 2382-2387m
    Kjerne bilde med dybde: 2387-2392m
    Kjerne bilde med dybde: 2392-2395m
    2374-2375m
    2377-2382m
    2382-2387m
    2387-2392m
    2392-2395m
    Kjerne bilde med dybde: 2395-2400m
    Kjerne bilde med dybde: 2400-2405m
    Kjerne bilde med dybde: 2405-2410m
    Kjerne bilde med dybde: 2410-2413m
    Kjerne bilde med dybde: 2413-2418m
    2395-2400m
    2400-2405m
    2405-2410m
    2410-2413m
    2413-2418m
    Kjerne bilde med dybde: 2418-2423m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2428m
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2432m
    Kjerne bilde med dybde: 2432-2437m
    Kjerne bilde med dybde: 2437-2442m
    2418-2423m
    2423-2428m
    2428-2432m
    2432-2437m
    2437-2442m
    Kjerne bilde med dybde: 2442-2447m
    Kjerne bilde med dybde: 2447-2451m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2442-2447m
    2447-2451m

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26
    pdf
    0.46

  • 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
    0.36
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.00

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2349
    2398
    12.7
    2.0
    2422
    2437
    50.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    95
    2.0
    98
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    503
    19900
    0.830
    0.820
    40
    2.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    652
    2011
    CBL
    1916
    2546
    CDL CAL GR
    876
    1989
    CDL SGR CAL
    1868
    2571
    CST
    2036
    2562
    DIL LSS GR SP
    876
    2571
    DLL MSFL GR SP CAL
    2011
    2572
    DWLD
    242
    900
    FED GR
    2011
    2570
    SFT
    2075
    2406
    SFT
    2350
    2350
    SFT
    2386
    2386
    SFT
    2406
    2552
    VSP
    833
    2570

  • 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
    237.0
    36
    242.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    875.0
    26
    903.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2012.0
    17 1/2
    2030.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2596.0
    12 1/4
    2611.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    190
    1.03
    SEAWATER
    11.05.1986
    236
    1.03
    WATER
    23.03.1986
    240
    1.10
    WATER
    23.03.1986
    242
    1.03
    WATER
    24.03.1986
    242
    0.00
    WATER
    25.03.1986
    507
    1.03
    WATER
    31.03.1986
    609
    1.03
    WATER
    31.03.1986
    900
    1.03
    WATER
    31.03.1986
    900
    0.00
    WATER
    01.04.1986
    903
    1.20
    18.0
    10.0
    WATERBASED
    02.04.1986
    1231
    1.26
    21.0
    11.0
    WATERBASED
    03.04.1986
    1506
    1.35
    25.0
    14.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    1828
    1.35
    24.0
    13.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    2015
    1.35
    24.0
    12.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    2030
    1.40
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    10.04.1986
    2030
    0.00
    16.0
    9.0
    WATERBASED
    09.04.1986
    2030
    0.00
    16.0
    10.0
    WATERBASED
    10.04.1986
    2044
    1.21
    11.0
    8.0
    WATERBASED
    13.04.1986
    2222
    1.21
    11.0
    7.0
    WATERBASED
    13.04.1986
    2340
    1.21
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    11.05.1986
    2347
    1.20
    13.0
    8.0
    WATERBASED
    13.04.1986
    2359
    1.20
    13.0
    8.0
    WATERBASED
    14.04.1986
    2391
    1.20
    13.0
    8.0
    WATERBASED
    15.04.1986
    2414
    1.21
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    16.04.1986
    2444
    1.20
    13.0
    9.0
    WATERBASED
    20.04.1986
    2487
    1.20
    13.0
    7.0
    WATERBASED
    20.04.1986
    2553
    0.00
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    30.04.1986
    2553
    0.00
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    05.05.1986
    2553
    1.20
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    25.04.1986
    2553
    0.00
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    28.04.1986
    2553
    0.00
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    01.05.1986
    2553
    0.00
    14.0
    10.0
    WATERBASED
    04.05.1986
    2553
    0.00
    13.0
    10.0
    WATERBASED
    06.05.1986
    2553
    0.00
    13.0
    9.0
    WATERBASED
    08.05.1986
    2556
    1.20
    13.0
    6.0
    WATERBASED
    25.04.1986
    2570
    1.20
    16.0
    7.0
    WATERBASED
    20.04.1986
    2570
    0.00
    17.0
    7.0
    WATERBASED
    20.04.1986
    2570
    0.00
    12.0
    7.0
    WATERBASED
    21.04.1986
    2570
    0.00
    12.0
    7.0
    WATERBASED
    22.04.1986
    2572
    1.20
    12.0
    7.0
    WATERBASED
    23.04.1986
    2611
    1.20
    13.0
    6.0
    WATERBASED
    24.04.1986

  • 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
    0.21