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

31/5-3

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.
    31/5-3
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    31/5-3
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    405-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.04.1984
    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.
    09.06.1984
    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.
    09.06.1986
    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.
    06.06.2006
    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
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    327.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2250.0
    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).
    2249.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    90
    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.
    EARLY 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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 44' 37.17'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 26' 20.44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6734474.49
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    523936.46
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    101

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/5-3 was drilled in the southern part of the Troll West Field. The main objectives were to appraise and test the reservoir qualities and the lithology of the Late Jurassic Sognefjord Formation.
    Operations and results
    Well 31/5-3 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 10 April 1984 and drilled to TD at 2250 m in the Late Jurassic Drake Formation. At 1426 m circulation was lost, and 450 bbls mud was lost to formation before the well was stabilized. The well was drilled with spud mud down to 950 m, with KCl/polymer mud from 950 m to 1497 m, and with a Pro-wate/NaCl-brine/pro-salt mud from 1497 m to TD.
    The well proved the existence of a stratigraphy ranging from Lower Jurassic to Quarternary. The Tertiary and Quaternary sections were mainly composed of claystones, with a minor sand developed in Pleistocene at the base of the Nordland Group. The Jurassic was composed of sandstone and siltstones in the Viking and Brent Groups, and mainly claystone with an interbedded sandstone layer in the Dunlin Group. One major unconformity was found between Early Portlandian and Maastrichtian. Four other unconformities were also observed in the well, from Aalenian to Bathonian, from Early Kimmeridgian to Early Portlandian, from Late Oligocene to Pliocene, and one intra-Oligocene.
    The Sognefjord Formation was hydrocarbon bearing with a 39.5 m hydrocarbon column, of which 17.5 m was gas and 22 m was oil. Top reservoir was found at 1555 m, the GOC was at 1572.5 m, and the OWC at 1594.5 m. Oil shows persisted further down, but decreased from 1595 m and disappeared below 1622 m. No other interval in the well was hydrocarbon bearing.
    Three cores were cut from 1550 m to 1622.5 m in the Late Jurassic Sognefjord Formation. FMT gas samples were taken at 1557 m and 1567. Three more FMT fluid samples were taken in the oil zone at 1577 m, 1591 m, and at 1592 m.
    The well was permanently abandoned on 9 June 1984 as a gas and oil appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the Sognefjord Formation. Both the intervals were gravel packed. DST # 1 from 1606 - 1610 m produced formation water. DST # 2 from 1582.3 - 1586.3 m produced 1100 Sm3/day of oil with a constant GOR of approximately 55Sm3/Sm3. Gas coning occurred as the rate was increased to 1550 m /day. The GOR stabilized at its original value as the rate was reduced to 1050 Sm3 /day

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    440.00
    2250.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1550.0
    1568.0
    [m ]
    2
    1568.0
    1594.4
    [m ]
    3
    1595.0
    1622.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    71.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1550-1555m
    Kjerne bilde med dybde: 155-1560m
    Kjerne bilde med dybde: 1560-1565m
    Kjerne bilde med dybde: 1565-1568m
    Kjerne bilde med dybde: 1568-1573m
    1550-1555m
    155-1560m
    1560-1565m
    1565-1568m
    1568-1573m
    Kjerne bilde med dybde: 1573-1578m
    Kjerne bilde med dybde: 1578-1583m
    Kjerne bilde med dybde: 1583-1588m
    Kjerne bilde med dybde: 1588-1593m
    Kjerne bilde med dybde: 1593-1594m
    1573-1578m
    1578-1583m
    1583-1588m
    1588-1593m
    1593-1594m
    Kjerne bilde med dybde: 1595-1600m
    Kjerne bilde med dybde: 1600-1605m
    Kjerne bilde med dybde: 1605-1610m
    Kjerne bilde med dybde: 1610-1615m
    Kjerne bilde med dybde: 1615-1620m
    1595-1600m
    1600-1605m
    1605-1610m
    1610-1615m
    1615-1620m
    Kjerne bilde med dybde: 1620-1622m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1620-1622m

  • 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
    DST2
    1582.30
    1586.30
    OIL
    02.06.1984 - 19:00
    YES

  • 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
    425.0
    36
    430.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    950.0
    26
    963.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1497.0
    17 1/2
    1515.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1905.0
    12 1/4
    2236.0
    1.73
    LOT
    OPEN HOLE
    2253.0
    8 1/2
    2253.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1606
    1618
    0.0
    2.0
    1582
    1586
    44.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    71
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    1230
    59040
    0.650
    48

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    1497
    1911
    CDL CNL GR
    1905
    2244
    CDL GR
    425
    964
    CDL GR
    950
    1506
    DIFL LSBHC GR
    425
    965
    DIFL LSBHC GR
    950
    1512
    DIFL LSBHC GR
    1497
    1914
    DIFL LSBHC GR
    1905
    2246
    DIPLOG
    1492
    1900
    DIPLOG
    1905
    2243
    DLL MLL GR
    1497
    1912
    FMT
    1555
    1663
    FMT
    1948
    2168
    GR
    327
    430
    SPECTRALOG
    1497
    1906
    VELOCITY
    970
    2230

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.35

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.08

  • 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
    0.22
    pdf
    0.22

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    426
    1.03
    WATER BASED
    30.04.1984
    430
    1.03
    WATER BASED
    30.04.1984
    440
    1.08
    WATER BASED
    30.04.1984
    791
    1.14
    WATER BASED
    30.04.1984
    837
    1.16
    WATER BASED
    30.04.1984
    963
    1.20
    47.0
    25.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    963
    1.20
    47.0
    25.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    963
    1.18
    WATER BASED
    30.04.1984
    965
    1.14
    WATER BASED
    30.04.1984
    1080
    1.30
    49.0
    28.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1177
    1.25
    47.0
    24.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1395
    1.30
    49.0
    28.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1426
    1.30
    46.0
    24.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1515
    1.30
    46.0
    23.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1515
    1.30
    46.0
    23.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1515
    1.30
    46.0
    23.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1518
    1.18
    80.0
    60.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1568
    1.18
    78.0
    50.0
    WATER BASED
    30.04.1984
    1595
    1.00
    78.0
    51.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1623
    1.18
    69.0
    45.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1730
    1.18
    77.0
    52.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1880
    1.18
    80.0
    54.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1915
    1.18
    79.0
    56.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1915
    1.18
    78.0
    53.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1915
    1.18
    85.0
    60.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1915
    1.19
    87.0
    58.0
    WATER BASED
    04.05.1984
    1915
    1.19
    75.0
    52.0
    WATER BASED
    07.05.1984
    1915
    1.19
    87.0
    58.0
    WATER BASED
    04.05.1984
    1915
    1.18
    78.0
    53.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1915
    1.18
    85.0
    60.0
    WATER BASED
    03.05.1984
    1915
    1.19
    75.0
    52.0
    WATER BASED
    07.05.1984
    2236
    1.20
    61.0
    42.0
    WATER BASED
    07.05.1984
    2250
    1.20
    61.0
    42.0
    WATER BASED
    08.05.1984
    2250
    0.00
    61.0
    42.0
    WATER BASED
    07.06.1984