Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/2-18

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.
    31/2-18
    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.
    31/2-18
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9101- REKKE 1446 & KOLONNE 2042
    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.
    741-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    23
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.09.1992
    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.
    07.10.1992
    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.
    07.10.1994
    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.
    28.05.2003
    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.
    PALEOCENE
    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.
    NO FORMAL NAME
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    SOGNEFJORD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    340.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1711.0
    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).
    1711.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    71
    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° 54' 10.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 34' 41.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6752271.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    531373.19
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1988
  • Brønnhistorie

    General
    The purpose of well 31/2-18 was to appraise the structure and oil bearing potential of a fault block in the northern part of the Troll West Gas province (TWGP). The objectives for drilling well 31/2-18 were to evaluate the structure for future development of oil producing wells in the TWGP-North area, and to determine the degree of development required to efficiently develop the oil reservoir in the TWGP-North area. Well 31/2-18A was drilled as a pre-planned sidetrack to Well 31/2-18 in order to evaluate the hydrocarbon potential of the Krossfjord Formation. The primary objective of the sidetrack was to evaluate a seismic anomaly, or "flat spot" which had been identified in the Krossfjord Formation. The location of the anomaly was situated 240 m to the northeast in an up thrown block, adjacent to the original well.
    Operations
    Appraisal well 31/2-18 was spudded with the semi-submersible installation "Treasure Saga" on 15 September 1992, and drilled to a total depth of 1711 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 940 m and with KCl/Polymer mud from 940 m to TD.
    Palaeocene sand was encountered below base Våle Formation, from 1519.9 m to 1528.8 m. This sand is in direct contact with the underlying Late Jurassic Sognefjord Formation, which was encountered over the interval 1528.8 m - 1642.7 m. Gas was proven all through these sands from top of the Palaeocene sand down to 1571.2 m in the Sognefjord Formation. A thin oil leg was identified, with an oil-water contact at 1582.0 m. Sixteen good RFT pressure measurements, including segregated samples at 1575 m and 1582 m, were taken in one run over the interval 1522 m & 1689.5 m. The interval from 1498 m to 1678.5 m (Lower Rogaland Group including the Palaeocene sand, Sognefjord Formation, and Heather Formation) was cored in twelve cores with 86 100 % recovery.
    After running wire line logs, well 31/2-18 A was sidetracked with "Treasure Saga" from the original well on 7 October 1992. The sidetrack was initiated at 1470 m, just below the 9-5/8" casing shoe, and reached a total depth of 2005 m in the Krossfjord Formation. The sidetrack was drilled with KCl/Polymer mud.
    Equivalent to the primary well bore the Våle Formation occurred from 1497 m to 1520 m, on top of a 9.6 m thick Paleocene sand. This sand was found gas bearing and in communication with the underlying Sognefjord Formation. The Sognefjord Formation was encountered between 1529.6 m and 1654.5 m and proved to be gas bearing down to 1572.9 m MD (1570.8 m TVD RKB). A thin oil zone was identified between 1572.9 m and 1584.5 m, (1570.8 - 1581.9 m TVD RKB). The Krossfjord Formation was encountered at 1915.5 m, and was found to be oil bearing from 1915.5 m to 1925.1 m, (1828.5 - 1835.0 m TVD RKB). Two segregated samples at 1919.3 m and 1584 m and a total of 20 pressure measurements and were taken in two RFT runs. No conventional cores were cut in the sidetrack.
    After running wire line logs, the well was plugged back, without testing, to the 9-5/8" casing shoe on 13 October 1992. Wellbore 31/2-18 was subsequently permanently plugged and abandoned as an oil and gas appraisal well on 17 October 1992.
    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]
    950.00
    1710.00
  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet

    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1498.0
    1516.0
    [m ]
    2
    1516.0
    1533.5
    [m ]
    3
    1534.0
    1551.8
    [m ]
    4
    1552.0
    1570.0
    [m ]
    5
    1570.0
    1588.0
    [m ]
    6
    1588.0
    1599.0
    [m ]
    7
    1599.0
    1608.9
    [m ]
    8
    1610.5
    1627.1
    [m ]
    9
    1628.5
    1638.1
    [m ]
    10
    1638.5
    1653.4
    [m ]
    11
    1654.0
    1666.5
    [m ]
    12
    1666.5
    1678.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    175.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Kjernebilder

    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1498-1503m
    Kjerne bilde med dybde: 1503-1508m
    Kjerne bilde med dybde: 1508-1513m
    Kjerne bilde med dybde: 1513-1516m
    Kjerne bilde med dybde: 1516-1521m
    1498-1503m
    1503-1508m
    1508-1513m
    1513-1516m
    1516-1521m
    Kjerne bilde med dybde: 1521-1526m
    Kjerne bilde med dybde: 1526-1531m
    Kjerne bilde med dybde: 1531-1534m
    Kjerne bilde med dybde: 1534-1539m
    Kjerne bilde med dybde: 1539-1544m
    1521-1526m
    1526-1531m
    1531-1534m
    1534-1539m
    1539-1544m
    Kjerne bilde med dybde: 1544-1549m
    Kjerne bilde med dybde: 1549-1552m
    Kjerne bilde med dybde: 1552-1557m
    Kjerne bilde med dybde: 1557-1562m
    Kjerne bilde med dybde: 1562-1567m
    1544-1549m
    1549-1552m
    1552-1557m
    1557-1562m
    1562-1567m
    Kjerne bilde med dybde: 1567-1570m
    Kjerne bilde med dybde: 1570-1575m
    Kjerne bilde med dybde: 1575-1580m
    Kjerne bilde med dybde: 1580-1585m
    Kjerne bilde med dybde: 1585-1588m
    1567-1570m
    1570-1575m
    1575-1580m
    1580-1585m
    1585-1588m
    Kjerne bilde med dybde: 1588-1593m
    Kjerne bilde med dybde: 1593-1598m
    Kjerne bilde med dybde: 1598-1599m
    Kjerne bilde med dybde: 1599-1604m
    Kjerne bilde med dybde: 1604-1607m
    1588-1593m
    1593-1598m
    1598-1599m
    1599-1604m
    1604-1607m
    Kjerne bilde med dybde: 1610-1615m
    Kjerne bilde med dybde: 1615-1620m
    Kjerne bilde med dybde: 1620-1625m
    Kjerne bilde med dybde: 1625-1627m
    Kjerne bilde med dybde: 1628-1633m
    1610-1615m
    1615-1620m
    1620-1625m
    1625-1627m
    1628-1633m
    Kjerne bilde med dybde: 1633-1638m
    Kjerne bilde med dybde: 1638-1638m
    Kjerne bilde med dybde: 1638-1643m
    Kjerne bilde med dybde: 1643-1648m
    Kjerne bilde med dybde: 1648-1653m
    1633-1638m
    1638-1638m
    1638-1643m
    1643-1648m
    1648-1653m
    Kjerne bilde med dybde: 1653-1654m
    Kjerne bilde med dybde: 1654-1659m
    Kjerne bilde med dybde: 1659-1664m
    Kjerne bilde med dybde: 1664-1667m
    Kjerne bilde med dybde: 1667-1671m
    1653-1654m
    1654-1659m
    1659-1664m
    1664-1667m
    1667-1671m
    Kjerne bilde med dybde: 1671-1676m
    Kjerne bilde med dybde: 1676-1679m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1671-1676m
    1676-1679m
  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1524.0
    [m]
    C
    RRI
  • Litostratigrafi

    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    366
    670
    1220
    1220
    1266
    1337
    1497
    1519
    1529
    1529
    1643
    1688
  • Spleisede logger

    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22
  • 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
    0.45
    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
    20.94
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MSFL DSI SP GR
    1450
    1706
    FMI GR
    1510
    1704
    LDL CNL AIL NGL
    1450
    1708
    LSS LDL CAL AMS GR
    365
    938
    LSS LDL CAL AMS GR
    921
    1450
    MWD - YGR RES DIR
    372
    1498
    RFT HP GR
    1522
    1589
    RFT HP GR
    1575
    1575
    RFT HP GR
    1582
    1582
    RFT HP GR
    1582
    1582
    VSP
    1000
    1700
  • 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
    453.0
    36
    453.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    921.0
    24
    940.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1450.0
    12 1/4
    1465.0
    1.64
    LOT
    OPEN HOLE
    1711.0
    8 1/2
    1711.0
    0.00
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    453
    1.05
    WATER BASED
    518
    1.05
    WATER BASED
    940
    1.20
    WATER BASED
    1344
    1.35
    WATER BASED
    1350
    1.17
    28.0
    WATER BASED
    1435
    1.35
    25.0
    WATER BASED
    1465
    1.17
    13.0
    WATER BASED
    1503
    1.17
    27.0
    WATER BASED
    1534
    1.17
    28.0
    WATER BASED
    1570
    1.17
    27.0
    WATER BASED
    1610
    1.17
    27.0
    WATER BASED
    1639
    1.17
    28.0
    WATER BASED
    1678
    1.17
    27.0
    WATER BASED
    1711
    1.17
    29.0
    WATER BASED
  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet

    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1500.50
    [m ]
    1501.50
    [m ]
    1515.10
    [m ]
  • 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
    0.14