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

31/4-6

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.
    31/4-6
    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.
    31/4-6
    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.
    317-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.
    28.02.1982
    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.
    20.04.1982
    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.
    20.04.1984
    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.
    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
    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
    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.
    MIDDLE 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.
    FENSFJORD 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.
    130.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2447.0
    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).
    2447.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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° 31' 16.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 1' 57.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6709625.47
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    501794.95
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    43

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/4-6 was drilled on the Bjørgvin Arch in the Northern North Sea. The main objective was to appraise the 31/4-3 Discovery in the "Intra-Heather sand II" (Fensfjord Formation) and to define the oil/water contact.
    Operations and results
    Appraisal well 31/4-6 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 28 February 1982 and drilled to TD at 2447 m in the Early Jurassic Drake Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 927 m, with non-dispersed Shale Trol mud from 927 m to 1865 m, and with a fully dispersed Lignosulphonate/Unical/Ligcon mud from 1865 m to TD.
    The Fensfjord Formation was encountered at 2150 m. It is a predominantly fine grained to silty, micaceous to very micaceous, subarcosic carbonaceous and occasionally glauconitic sandstone with a clay matrix and some heavily calcite cemented stringers. It is 89 m thick and oil bearing from 2156 m down to the OWC at 2172 m. Net pay in the oil bearing interval was 12.5 m with an average porosity of 26.4% and an average water saturation of 43.8%. As expected the overlying Sognefjord Formation seen in the 31/4-3 and 5 wells was not present at this location. Below the Heather Formation, the well penetrated 62.5 m of the Brent Group, which contained 31 m of net sand with an average porosity of 23.4% and was water saturated. No other reservoir intervals were encountered. Occasional poor oil shows were recorded in the Ness Formation and the Drake Formation.
    Five cores were cut through the Fensfjord Formation from 2132 m to 2214.5 m. Correlation between the cores and the logs indicates that core depths are two to three meters shallower than logger's depth. RFT fluid samples were taken in the Fensfjord Formation at 2160.5 m (oil and gas) and at 2166.5 m (oil and gas).
    The well was permanently abandoned on 20 April 1982as an oil appraisal.
    Testing
    One production test was performed in the Fensfjord Formation over the combined intervals 2159.5 - 2163.5 m and 2165-2168 m. The well flowed 452 Sm3 oil and 38300 Sm3 gas through a 36/24" choke. The GOR was 85 Sm3/Sm3, the oil gravity was 34.4 deg API and the gas gravity was 0.727 (air = 1). Maximum flow temperature measured at sensor depth 2153.5 m was 90.6 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    270.00
    2447.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2132.0
    2148.3
    [m ]
    2
    2149.0
    2159.5
    [m ]
    3
    2159.5
    2178.0
    [m ]
    4
    2178.1
    2195.0
    [m ]
    5
    2195.5
    2214.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    80.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2132-2137m
    Kjerne bilde med dybde: 2137-2142m
    Kjerne bilde med dybde: 2142-2147m
    Kjerne bilde med dybde: 2147-2148m
    Kjerne bilde med dybde: 2149-2154m
    2132-2137m
    2137-2142m
    2142-2147m
    2147-2148m
    2149-2154m
    Kjerne bilde med dybde: 2154-2159m
    Kjerne bilde med dybde: 2159-2159m
    Kjerne bilde med dybde: 2159-2164m
    Kjerne bilde med dybde: 2164-2169m
    Kjerne bilde med dybde: 2169-2174m
    2154-2159m
    2159-2159m
    2159-2164m
    2164-2169m
    2169-2174m
    Kjerne bilde med dybde: 2174-2178m
    Kjerne bilde med dybde: 2178-2183m
    Kjerne bilde med dybde: 2183-2188m
    Kjerne bilde med dybde: 2188-2193m
    Kjerne bilde med dybde: 2193-2195m
    2174-2178m
    2178-2183m
    2183-2188m
    2188-2193m
    2193-2195m
    Kjerne bilde med dybde: 2196-2201m
    Kjerne bilde med dybde: 2201-2206m
    Kjerne bilde med dybde: 2206-2211m
    Kjerne bilde med dybde: 2211-2214m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2196-2201m
    2201-2206m
    2206-2211m
    2211-2214m

  • 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
    2159.00
    2163.00
    14.04.1982 - 00:00
    YES
    DST
    0.00
    0.00
    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
    243.0
    36
    243.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    913.0
    26
    927.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1844.0
    17 1/2
    1865.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2406.0
    12 1/4
    2447.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2159
    2163
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    452
    39000
    0.853
    0.727
    85

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    700
    1840
    CST
    1020
    1850
    CST
    2035
    2310
    CST
    2065
    2448
    DLL MSFL
    2035
    2212
    FDC CNL
    1845
    2215
    FDC GR
    913
    1862
    HDT
    1845
    2446
    ISF SON
    155
    2214
    ISF SON NGT
    2115
    2448
    LDT CNL EPT
    2215
    2450
    RFT
    2138
    2377
    RFT
    2160
    2160
    RFT
    2166
    2166
    VELOCITY
    360
    2444

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28
    pdf
    0.46

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.15
    PDF
    13.12

  • 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
    0.19

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    250
    1.11
    32.0
    waterbased
    760
    1.11
    32.0
    waterbased
    920
    1.03
    41.0
    waterbased
    1240
    1.10
    42.0
    waterbased
    1770
    1.34
    63.0
    waterbased
    1940
    1.27
    64.0
    waterbased
    2180
    1.28
    54.0
    waterbased
    2310
    1.30
    55.0
    waterbased
    2400
    1.31
    54.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2035.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2037.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2043.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2057.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2060.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2084.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2090.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2095.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2100.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2106.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2109.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2123.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2128.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2130.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2132.0
    [m]
    C
    IKU
    2138.0
    [m]
    C
    IKU
    2144.4
    [m]
    C
    IKU
    2147.5
    [m]
    C
    IKU
    2149.5
    [m]
    C
    IKU
    2154.6
    [m]
    C
    IKU
    2156.5
    [m]
    C
    IKU
    2160.1
    [m]
    C
    IKU
    2170.5
    [m]
    C
    IKU
    2177.6
    [m]
    C
    IKU
    2183.1
    [m]
    C
    IKU
    2201.6
    [m]
    C
    IKU
    2208.8
    [m]
    C
    IKU
    2213.9
    [m]
    C
    IKU
    2215.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2220.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2225.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2231.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2237.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2242.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2247.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2255.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2262.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2268.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2274.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2280.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2287.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2295.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2303.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2310.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2321.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2337.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2345.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2383.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2387.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2395.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2405.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2414.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2416.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2420.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2425.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2435.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2448.0
    [m]
    SWC
    IKU