Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/2-12

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.
    31/2-12
    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.
    31/2-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    82 - 41081 SP 956
    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.
    373-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    93
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.05.1983
    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.
    09.09.1983
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    09.09.1983
    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.
    09.09.1985
    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.
    19.12.2007
    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.
    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
    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.
    MIDDLE 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.
    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.
    334.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1615.0
    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).
    1615.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    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° 50' 5.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 30' 48.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6744659.32
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    527916.41
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    14

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-12 was drilled as an appraisal well in the Troll West oil province in the Northern North Sea. The main objectives were to evaluate various techniques for gas production wells in the Troll field, to establish the reservoir quality in the central part of the Troll field gas accumulation, and to provide additional data point for the correlation and mapping of the depositional units.
    Operations and results
    Well 31/2-12 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 26 May 1983 and drilled to TD at 1615 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. On 4 June, after running the BOP-stack, operations were interrupted by a labour dispute. After the strike ended on 17 June problems with the BOP lead to a further 4 days delay before normal drilling operations were resumed. Some instability problems and well kicks were encountered while drilling and testing in the reservoir. The well was drilled with Seawater and gel down to 807 m, with KCl/polymer mud from 807 m to 1338 m, and with CaCl2/CaCO3/polymer mud from 1338 m to TD.
    Top reservoir in well 31/2-12 was encountered at 1365 m. The formations were interpreted to be gas bearing all through the Sognefjord Formation, the Heather Formation (1487 - 1541 m), and down to a clear GOC at 1570.5 m in the Fensfjord Formation. The upper part of the Sognefjord Formation consisted of generally clean sandstones. Below 1455 m the sands were micaceous and silty. Tight calcareous streaks occurred over the whole section. Oil was interpreted from 1570.5 m down to 1581.0 m, where an abrupt drop in resistivity was interpreted as the oil/water contact. The contact was somewhat obscured however by a change in lithology from clean, but rather tight, sandstone to micaceous sandstone. No movable oil was calculated below this depth, but shows (fluorescence and cut) was observed on sidewall cores down to 1608 m.
    Ten cores were cut in the Late Jurassic Sognefjord reservoir section. From a total of 89.5 m in the intervals 1366 - 1424 m and 1427 - 1458.5 m 86.7 m core (97%) was recovered. All cores were taken using fibreglass sleeve techniques to achieve better recovery in the poorly consolidated sands. Two gas samples were recovered from the uppermost reservoir section during RFT run 1. Recovery of an oil sample during RFT run 2 failed because of plugging by chalk particles in the mud cake. During a separate run with a modified "long nose" RFT probe an oil sample from the thin oil column at 1576 m was obtained.
    The well was permanently abandoned on 9 September 1983 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Two intervals in the clean sands were tested. From 1428 to 1452 m the well bore was underreamed to 16 inch and completed with an external gravel pack (E6P). This test (PT1) produced 563700 Sm3 gas/day through a 17.5" choke. A second test (PT-2) used an internal gravel pack (IGP) over the interval from 1385 to 1405 m. During this test the well took a kick and had to be closed in. The production-string was cut and the well killed. After fishing out the production string a successful gravel pack test was performed. This test produced 684100 Sm3 gas/day through a 17.5" choke. The gas produced in the tests was dry (gas gravity = 0.61) with a gas/condensate ratio of 35622 Sm3/Sm3. The condensate produced had a gravity of 51  degAPI. The gas contained 1.5% N2, 0.6% C02 and 0.05 ppm H2S. The maximum down-hole temperatures measured in the two tests were 62.8 and 61.7 deg C in PT1 and PT2, respectively.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    1615.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1366.0
    1375.5
    [m ]
    2
    1375.0
    1378.7
    [m ]
    3
    1380.0
    1386.0
    [m ]
    4
    1389.0
    1398.2
    [m ]
    5
    1398.0
    1407.2
    [m ]
    6
    1407.0
    1416.0
    [m ]
    7
    1416.0
    1424.2
    [m ]
    8
    1427.0
    1436.0
    [m ]
    9
    1436.0
    1449.0
    [m ]
    10
    1449.0
    1458.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    86.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1366-1372m
    Kjerne bilde med dybde: 1372-1375m
    Kjerne bilde med dybde: 1375-1378m
    Kjerne bilde med dybde: 1380-1386m
    Kjerne bilde med dybde: 1386-1387m
    1366-1372m
    1372-1375m
    1375-1378m
    1380-1386m
    1386-1387m
    Kjerne bilde med dybde: 1389-1395m
    Kjerne bilde med dybde: 1395-1397m
    Kjerne bilde med dybde: 1398-1403m
    Kjerne bilde med dybde: 1404-1407m
    Kjerne bilde med dybde: 1407-1413m
    1389-1395m
    1395-1397m
    1398-1403m
    1404-1407m
    1407-1413m
    Kjerne bilde med dybde: 1413-1416m
    Kjerne bilde med dybde: 1416-1422m
    Kjerne bilde med dybde: 1422-1424m
    Kjerne bilde med dybde: 1427-1433m
    Kjerne bilde med dybde: 1433-1436m
    1413-1416m
    1416-1422m
    1422-1424m
    1427-1433m
    1433-1436m
    Kjerne bilde med dybde: 1436-1442m
    Kjerne bilde med dybde: 1442-1447m
    Kjerne bilde med dybde: 1448-1449m
    Kjerne bilde med dybde: 1449-1455m
    Kjerne bilde med dybde: 1455-1458m
    1436-1442m
    1442-1447m
    1448-1449m
    1449-1455m
    1455-1458m

  • 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
    1428.00
    1452.00
    CONDENSATE
    30.07.1983 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    359
    730
    1181
    1181
    1234
    1258
    1354
    1365
    1365
    1487
    1541

  • 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
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    11.38
    pdf
    0.11
    pdf
    1.50
    pdf
    0.68
    pdf
    1.18
    pdf
    4.07
    pdf
    5.81
    pdf
    1.13
    pdf
    1.55
    pdf
    0.65
    pdf
    1.18
    pdf
    2.85
    pdf
    13.78
    pdf
    23.30

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1428
    1452
    17.5
    2.0
    1385
    1405
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    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
    564000
    2.0
    684000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT GR
    1423
    1453
    CBL
    797
    1428
    CNL
    1365
    1419
    CNL GP
    1335
    1405
    CNL NGT
    1337
    1423
    CST
    1337
    1423
    CST
    1424
    1507
    CST
    1509
    1604
    DLL MSFL CAL GR
    1424
    1615
    DLL MSFL GR
    1337
    1423
    DLL MSFL GR
    1424
    1460
    GR
    1240
    1424
    GR CCL SH
    1300
    1340
    GR CCL SH
    1300
    1350
    GR ISF
    1337
    1423
    HDT
    1424
    1614
    ISF BHC GR
    458
    551
    ISF BHC GR
    551
    806
    ISF BHC GR
    801
    1336
    ISF BHC GR
    1424
    1613
    LDT CNL CAL NGT
    1424
    1614
    LDT CNL GR CAL
    458
    552
    LDT CNL GR CAL
    551
    807
    LDT CNL GR CAL
    801
    1338
    LDT GR CAL
    1337
    1423
    LDT GR CAL
    1424
    1460
    RFT HP
    1368
    1408
    RFT HP
    1472
    1600
    SHDT GR
    1424
    1614
    SONIC GR CBL VDL
    1337
    1423
    WST
    608
    1610

  • 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
    458.0
    36
    468.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    802.0
    26
    810.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1338.0
    17 1/2
    1348.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1424.0
    12 1/4
    1427.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1600.0
    8 1/2
    1615.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    360
    1.04
    100.0
    water based
    600
    1.04
    84.0
    water based
    850
    1.25
    54.0
    water based
    1000
    1.28
    54.0
    water based
    1100
    1.31
    54.0
    water based
    1500
    1.28
    63.0
    water based

  • 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
    0.17