Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/4-2

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.
    31/4-2
    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
    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.
    31/4-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    226-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.09.1979
    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.
    15.11.1979
    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.
    15.11.1981
    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.
    29.03.2014
    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.
    WILDCAT
    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
    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.
    142.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2900.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    82
    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° 36' 14.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 0' 26.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6718845.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    500406.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    401

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/4-2 is a replacement for junk well 31/4-1. The well is located on the Brage Horst between the Oseberg and Troll Fields in the Northern North Sea. The primary objective was Middle Jurassic sandstones of the Brent Formation. A "flat-spot" was seen on the seismic sections and tentatively interpreted to represent a gas fluid contact in these sandstones. A secondary objective was sandstones in the Early Jurassic Statfjord Formation. Sandstone intervals of upper Early Jurassic age (Dunlin Formation) and of Triassic age (Hegre Group), were also expected to be penetrated, but were not considered to be prospective. The well was planned to be drilled to a depth of 2930 m RKB (+/- 90 m), ca 100 m into the Triassic.
    Operations and results
    Wildcat well 31/4-2 was spudded with the semi-submersible installation Norskald on 26 September 1979 and drilled to TD at 2900 m in the Triassic Lunde Formation. There were some problems with keeping position and anchor movements in rough weather, but otherwise operations went forth without significant problems. The well was drilled with Seawater and pre-hydrated bentonite down to 990 m, with Seawater/Drispac/pre-hydrated bentonite from 990 m to 1712 m, and with seawater/prehydrated bentonite/ligcon/Unical mud from 1712 m to TD.
    Good oil shows were recorded on sidewall cores from thin sandstone stringers at 2061 to 2069 m in the upper part of the Shetland Group. The well penetrated top Draupne Formation at 2146 m and top Heather Formation at 2171 m. The Heather Formation contained a 49 m thick very fine to silty water-bearing sandstone interval from 2190 to 2239 m. The well penetrated two hydrocarbon bearing sandstone intervals at 2325 to 2329 m and 2344.5 to 2354 m within a 29 m thick Middle Jurassic Brent Group. Both reservoirs consist of very fine to fine, occasional coarse grained sandstones. The upper reservoir has a net pay of 4m and an average calculated porosity and water saturation of 25.6 % and 39.2 %, respectively. Log interpretations suggest an OWC at 2328 m. The lower interval, which is separated from the interval above by a 15.5m thick claystone sequence, is hydrocarbon bearing down to 2349.5 m. At this level a tight limestone interval occurs, below which (2351.5 m) the sandstone is water-wet. The lower sandstone interval has a net pay of 5 m average calculated porosity and water saturation of 27.8 % and 57.5 %, respectively. Below this a 54 m thick "Intra-Dunlin Sand", Statfjord Group sands and Triassic sands were penetrated. These were all found to be water-bearing.
    Three cores were cut: core 1 from 2204.7 to 2222.7 m in the Heather Formation, core 2 from 2490 to 2495.1 m in the "Intra-Dunlin Sand", and core 3 from 2686 to 2693 m in the Statfjord Formation. The RFT was run for pressure recordings in the Cretaceous, Jurassic and Triassic intervals, and for formation fluid sampling in the hydrocarbon bearing Middle Jurassic sandstones. The pressures recorded showed a normal or close to normal pressure development through the whole well. The segregated samples were taken at 2326.5 m (gas-condensate) and at 2346 m (gas and thick oil).
    The well was permanently abandoned on 15 November 1979. It is a technical discovery, but it is classified as well with shows.
    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]
    1000.00
    2900.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2205.7
    2222.7
    [m ]
    2
    2490.3
    2495.1
    [m ]
    3
    2688.9
    2693.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    26.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2205-2208m
    Kjerne bilde med dybde: 2208-2211m
    Kjerne bilde med dybde: 2211-2213m
    Kjerne bilde med dybde: 2213-2216m
    Kjerne bilde med dybde: 2216-2219m
    2205-2208m
    2208-2211m
    2211-2213m
    2213-2216m
    2216-2219m
    Kjerne bilde med dybde: 2219-2221m
    Kjerne bilde med dybde: 2221-2222m
    Kjerne bilde med dybde: 2490-2493m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2494m
    Kjerne bilde med dybde: 2688-2691m
    2219-2221m
    2221-2222m
    2490-2493m
    2493-2494m
    2688-2691m
    Kjerne bilde med dybde: 2691-2693m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2691-2693m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1440.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1470.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1530.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1590.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1650.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1830.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2010.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2040.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2060.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2090.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2140.0
    [m]
    SWC
    2148.0
    [m]
    SWC
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2170.0
    [m]
    DC
    OD
    2170.0
    [m]
    SWC
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2190.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    2200.0
    [m]
    DC
    2205.7
    [m]
    C
    2216.0
    [m]
    C
    2220.0
    [m]
    DC
    2221.6
    [m]
    C
    2240.0
    [m]
    SWC
    2242.0
    [m]
    DC
    2262.0
    [m]
    DC
    2265.0
    [m]
    SWC
    2280.0
    [m]
    DC
    2300.0
    [m]
    DC
    2315.0
    [m]
    SWC
    2320.0
    [m]
    DC
    2322.0
    [m]
    SWC
    2332.0
    [m]
    SWC
    2340.0
    [m]
    DC
    2357.0
    [m]
    SWC
    2360.0
    [m]
    DC
    2385.0
    [m]
    SWC
    2435.0
    [m]
    SWC
    2477.0
    [m]
    SWC
    2550.0
    [m]
    SWC
    2598.0
    [m]
    SWC
    2630.0
    [m]
    SWC
    2657.0
    [m]
    SWC
    2685.0
    [m]
    SWC
    2688.9
    [m]
    C
    2690.5
    [m]
    C
    2691.5
    [m]
    C
    2745.0
    [m]
    SWC
    2779.0
    [m]
    SWC
    2795.0
    [m]
    SWC
    2825.0
    [m]
    SWC
    2880.0
    [m]
    SWC

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40
    pdf
    0.25
    pdf
    2.52
    pdf
    1.49
    pdf
    4.36
    pdf
    1.05

  • 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
    0.11
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.59

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CPI
    2155
    2887
    CST
    2035
    2598
    CST
    2050
    2884
    CST
    2230
    2630
    CST
    2300
    2598
    CST
    2633
    2897
    DLL MSFL
    2190
    2550
    FDC CNL
    971
    2895
    HDT
    1698
    2897
    HRT
    180
    1671
    ISF SON
    971
    2896
    RFT
    1850
    2858
    RFT
    2047
    2171
    RFT
    2297
    2523
    VELOCITY
    549
    2890

  • 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
    254.0
    36
    255.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    972.0
    26
    990.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1697.0
    17 1/2
    1712.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    2900.0
    12 1/4
    2900.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    995
    1.29
    58.0
    waterbased
    1500
    1.40
    70.0
    waterbased
    1735
    1.56
    50.0
    waterbased
    1970
    1.56
    80.0
    waterbased
    2040
    1.50
    50.0
    waterbased
    2645
    1.30
    44.0
    waterbased

  • 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