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

31/2-8

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.
    31/2-8
    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).
    WILDCAT
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    31/2-8
    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.
    334-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    64
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.06.1982
    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.
    18.08.1982
    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.
    18.08.1984
    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.
    23.05.2006
    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.
    WILDCAT
    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 SHOWS
    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
    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.
    345.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3375.0
    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).
    3373.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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.
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 57' 33.02'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 29' 49.84'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6758502.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    526925.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    78

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-8 was drilled in the northern part of block 31/2, some 3 km NW of the Troll Field boundary, to test a downthrown Jurassic fault-block outside the Troll Field. The primary objective was the Late Jurassic, shallow marine sands of the Viking Group, especially the Sognefjord Formation. The Early Jurassic was secondary objective and would be evaluated by drilling into Triassic sediments.
    Operations and results
    Wildcat well 31/2-8 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 16 June 1982 and drilled to TD at 3375 m in the Triassic Hegre Group. A gas zone (confirmed by logs) between 510 - 530 m did not cause any problems during drilling of the 14 3/4" pilot hole. Maximum gas reading through this zone was 10 %. The hole was drilled to 840 m and under-reamed to 26" without incident. The 17 1/2" section was drilled first by an 8 1/2" pilot hole down to 1063 m to provide better control when drilling through a potential gas charged fault plane. No indications of gas were seen. 3 cores were taken in the 12 1/4" section. Two washouts occurred when drilling the 8 1/2" hole below 3317 m. The well was drilled with seawater gel down to 840 m, with KCl/polymer from 840 m to 1745 m, with seawater and Drispac from 1745 m to 2743 m and wit Drispac/lignosulphonate from 2743 m to TD.
    Only 13 m of Shetland Group chalk was found on top of the Kimmerian unconformity at 1821 m. The Viking Group contained a 15.5 m thick Draupne shale on top of a 680 m thick sequence of sandstone units interbedded in the Heather Formation. The Middle to Early Jurassic was also well developed. Shows occurred sporadically in limestones, siltstone, and claystones through the Early Tertiary and Late Cretaceous. When entering into the Late Jurassic reservoir sands at 1836.5 m (Sognefjord Formation) ditch gas readings went up to more than 4% from a background lower than 1%, but without oil indications in the uppermost section. On the cores taken, very good oil shows were observed in the coarser grained, clean sands between 1841.8 m and 1854.8 m. In the carbonate-cemented band down to 1856.6 m, direct fluorescence became patchy. In the deeper, very fine to fine, micaceous sands the quality of the shows deteriorated further until they disappeared completely around 1872 m. Below the Sognefjord Formation, the only shows encountered was in a sidewall sample at 3050.5 m (at the top of the Statfjord Formation). From log analysis the Jurassic sands were interpreted to be oil bearing from 1836.5 m to ca. 1868 m; below this depth no hydrocarbons were seen.
    Three conventional cores were cut in the interval 1841.8 m to 1888.5 m in the Late Jurassic. One RFT sample at 1849 m recovered 1800 ml mud contaminated formation water and 100 ml of emulsified hydrocarbons.
    The well was completed on 18 August 1982 as a well with shows.
    Testing
    Oil shows on cores and preliminary log interpretation led to a DST in the interval 1843 m to 1848 m in Late Jurassic sandstone. After some technical problems the well was flowed for 2 minutes followed by a one-hour build-up. The well was then flowed until it died after having produced approximately 33 barrels of formation fluid with a trace of oil. A wire line sandballer found 22 m of sand on top of the bridge plug.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    500.00
    3375.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1841.8
    1851.5
    [m ]
    2
    1852.5
    1869.7
    [m ]
    3
    1870.0
    1888.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1841-1847m
    Kjerne bilde med dybde: 1847-1851m
    Kjerne bilde med dybde: 1852-1857m
    Kjerne bilde med dybde: 1857-1863m
    Kjerne bilde med dybde: 1863-1868m
    1841-1847m
    1847-1851m
    1852-1857m
    1857-1863m
    1863-1868m
    Kjerne bilde med dybde: 1868-1869m
    Kjerne bilde med dybde: 1870-1875m
    Kjerne bilde med dybde: 1875-1880m
    Kjerne bilde med dybde: 1880-1886m
    Kjerne bilde med dybde: 1886-1888m
    1868-1869m
    1870-1875m
    1875-1880m
    1880-1886m
    1886-1888m

  • 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
    469.5
    36
    480.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    826.0
    26
    840.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1734.0
    17 1/2
    1745.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2732.0
    12 1/4
    2743.0
    1.89
    LOT
    OPEN HOLE
    3375.0
    8 1/2
    3375.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1843
    1848
    0.0
    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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    469
    1735
    CBL VDL
    792
    2725
    CST
    1577
    1601
    CST
    1751
    2725
    CST
    2732
    3373
    DLL MSFL CAL
    1735
    2729
    FDC CNL GR
    2732
    3379
    FDC CNL GR CAL
    469
    834
    FDC CNL GR CAL
    777
    1742
    FDC CNL GR CAL
    1735
    2740
    HDT
    1735
    2740
    HDT
    2732
    3379
    ISF BHC GR
    370
    833
    ISF BHC GR
    775
    1741
    ISF BHC GR
    1735
    2738
    ISF BHC GR
    2732
    3378
    LDT CNL NGT
    2732
    3379
    LDT NGT
    1735
    2729
    RFT
    0
    0
    RFT
    1
    3
    WST
    575
    3370

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.22
    pdf
    1.09
    pdf
    0.78

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    11.09
    pdf
    1.07
    pdf
    1.22
    pdf
    2.28
    pdf
    2.91
    pdf
    0.17
    pdf
    0.64
    pdf
    0.76
    pdf
    0.13
    pdf
    0.12
    pdf
    1.35
    pdf
    6.69
    pdf
    0.53
    pdf
    0.72
    pdf
    0.27
    pdf
    3.34
    pdf
    1.61
    pdf
    1.45
    pdf
    1.83

  • 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
    0.19
    pdf
    0.24

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    485
    1.07
    52.0
    waterbased
    845
    1.27
    51.0
    waterbased
    1745
    1.36
    55.0
    waterbased
    1870
    1.21
    49.0
    waterbased
    2743
    1.23
    50.0
    waterbased
    3375
    1.24
    50.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1821.7
    [m]
    SWC
    SHELL
    1826.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1830.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1832.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    1836.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1837.2
    [m]
    SWC
    SHELL
    1839.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1857.5
    [m]
    C
    SHELL
    1858.4
    [m]
    C
    SHELL
    1860.7
    [m]
    C
    SHELL
    1863.4
    [m]
    C
    SHELL
    1864.3
    [m]
    C
    SHELL
    1868.8
    [m]
    C
    SHELL
    1870.9
    [m]
    C
    SHELL
    1873.6
    [m]
    C
    SHELL
    1878.1
    [m]
    C
    SHELL
    1880.8
    [m]
    C
    SHELL
    1881.7
    [m]
    C
    SHELL
    1937.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1941.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1964.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1965.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1969.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    1979.7
    [m]
    SWC
    SHELL
    1989.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2003.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2015.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2032.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2043.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2055.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2068.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2082.6
    [m]
    SWC
    SHELL
    2093.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2107.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2120.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2133.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    2145.2
    [m]
    SWC
    SHELL
    2160.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2168.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2181.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2198.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2217.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2250.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2267.1
    [m]
    SWC
    SHELL
    2285.2
    [m]
    SWC
    SHELL
    2314.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2330.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2349.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2355.6
    [m]
    SWC
    SHELL
    2368.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2385.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    2398.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2407.1
    [m]
    SWC
    SHELL
    2424.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2436.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2452.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2473.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2491.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2497.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2516.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2532.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2548.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2565.9
    [m]
    SWC
    SHELL
    2575.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2578.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2581.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2595.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2612.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2618.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2632.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2642.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2665.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2672.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2687.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2709.3
    [m]
    SWC
    SHELL
    2722.3
    [m]
    SWC
    SHELL
    2725.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2773.9
    [m]
    SWC
    SHELL
    2778.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2784.2
    [m]
    SWC
    SHELL
    2792.3
    [m]
    SWC
    SHELL
    2815.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    2840.9
    [m]
    SWC
    SHELL
    2867.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    2892.4
    [m]
    SWC
    SHELL
    2920.9
    [m]
    SWC
    SHELL
    2943.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    2968.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    2977.7
    [m]
    SWC
    SHELL
    3035.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    3046.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    3056.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    3065.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    3228.0
    [m]
    SWC
    SHELL