Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/2-16 S

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.
    31/2-16 S
    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.
    31/2-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8901 - 1145 SP. 336
    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.
    622-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    92
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.09.1989
    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.
    27.12.1989
    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.
    27.12.1991
    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.
    18.12.2008
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    331.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2390.0
    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).
    1587.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    92.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    40
    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.
    LATE 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.
    SOGNEFJORD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 46' 0.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 25' 26.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6737038.10
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    523108.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1453

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-16 S was drilled as an appraisal in the Troll-West Oil province in the Northern North Sea. It was located on the crestal part of the Oil Province close to well 31/2-5. The primary objective was to drill hole and prepare for a long term production from a horizontal well drilled 5 m above the oil/water contact in the 23.5 m thick oil column. The length of the horizontal section should preferably be 500 m.
    Operations and results
    Appraisal well 31/2-16 S was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 27 September 1989 and drilled to TD at 2390 m ( 1587 m TVD RKB) in the Late Jurassic Sognefjord Formation. The well was drilled vertical down to 1118 m in the 17 1/2" section and kicked of from there, building angle up to a horizontal well path from ca 1950 m. Problems with tight hole, lost circulation and hard formation (stringers) were encountered repeatedly in the 17 1/2 and 12 1/4" sections from 1015 to 1891 m. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 1015 m and with Versaport oil based mud from 1015 m to 1891 m, and with a super-saturated NaCl / polymer mud from 1891 m to TD. During well completion and preparation for production testing the screen-packer stuck at 570 m. Close to eight days were lost in milling and retrieving the fish before normal operations could be resumed.
    The Sognefjord Formation was encountered at 1659 m (1533 m TVD RKB). The established gas/oil contact in the Troll Field is at 1547 m MSL TVD, which is 1.5 m deeper than observed in this well. This 1.5 m is within the uncertainty of the TVD calculations, and a common gas/oil contact is assumed.
    No conventional or side wall cores were cut. No wire line pressure tests or fluid samples were taken. Apart from runs 1A, wire line logging was performed by the use of pipe conveyed Logging Systems. MWD was the only deep resistivity measuring device through the whole well.
    After drilling to TD the well was completed with 502 m 6 5/8" prepacked screens in the Sognefjord Formation reservoir, from 2390 to 1888 m (1587 - 1586 m RKB TVD). The well was completed on 27 December 1989 as an oil and gas appraisal. It was subsequently reclassified to test production well 31/2-T-16 S. After the test production it was again re-classified to development well 31/2-F-5 H.
    Testing
    A clean-up flow was conducted as part of the 31/2-16 S well completion. During this flow one bottom hole fluid sample and three separator PVT-sets (1 x oil/2 x gas) samples were taken.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1030.00
    1890.00

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    377
    782
    1358
    1358
    1413
    1453
    1645
    1650
    1659
    1659

  • 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
    0.28
    pdf
    0.13

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.08

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1888
    2384
    50.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.000
    14.700
    67
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1990
    89444
    0.882
    0.638

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CDL GR CCL
    354
    1604
    CBL VDL GR CCL - MISRUN
    1404
    1885
    CDL CN GR
    1599
    1795
    CDL CN GR - MISRUN
    1566
    1900
    GYRO
    1465
    1880
    GYRO
    1470
    1880
    GYRO CCL
    354
    1590
    MLL CDL CN GR
    1885
    2390
    MWD - GR CDR CDN DIR
    1888
    1969
    MWD - GR CDR DIR
    1020
    1905
    MWD - GR CDR DIR
    1888
    2390
    MWD - GR RES SN DIR
    354
    1020
    PLS
    1850
    2345

  • 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
    439.0
    36
    439.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1003.0
    26
    1020.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1601.0
    17 1/2
    1607.0
    1.45
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1888.0
    12 1/4
    1891.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2390.0
    8 1/2
    2390.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    439
    1.05
    WATER BASED
    29.09.1989
    623
    1.25
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    08.07.1991
    1020
    1.34
    54.0
    15.0
    OIL BASED
    09.10.1989
    1020
    0.00
    WATER BASED
    03.10.1989
    1020
    0.00
    WATER BASED
    05.10.1989
    1020
    1.34
    52.0
    15.0
    OIL BASED
    06.10.1989
    1020
    1.34
    51.0
    15.0
    OIL BASED
    09.10.1989
    1023
    1.36
    53.0
    14.0
    OIL BASED
    09.10.1989
    1315
    1.41
    47.0
    11.0
    OIL BASED
    10.10.1989
    1315
    1.41
    44.0
    11.0
    OIL BASED
    12.10.1989
    1315
    1.41
    46.0
    11.0
    OIL BASED
    11.10.1989
    1321
    1.40
    42.0
    10.0
    OIL BASED
    13.10.1989
    1370
    1.41
    46.0
    11.0
    OIL BASED
    16.10.1989
    1370
    1.41
    50.0
    11.0
    OIL BASED
    16.10.1989
    1375
    1.39
    36.0
    9.0
    OIL BASED
    16.10.1989
    1398
    1.39
    35.0
    8.0
    OIL BASED
    18.10.1989
    1403
    1.35
    31.0
    8.0
    OIL BASED
    18.10.1989
    1513
    1.35
    44.0
    13.0
    OIL BASED
    19.10.1989
    1607
    1.35
    48.0
    14.0
    OIL BASED
    23.10.1989
    1607
    1.35
    37.0
    9.0
    OIL BASED
    23.10.1989
    1607
    1.35
    48.0
    14.0
    OIL BASED
    23.10.1989
    1607
    1.35
    37.0
    9.0
    OIL BASED
    23.10.1989
    1607
    1.25
    26.0
    4.0
    OIL BASED
    24.10.1989
    1607
    1.35
    38.0
    9.0
    OIL BASED
    23.10.1989
    1607
    1.35
    38.0
    9.0
    OIL BASED
    23.10.1989
    1610
    1.26
    31.0
    7.0
    OIL BASED
    25.10.1989
    1679
    1.25
    33.0
    6.0
    OIL BASED
    27.10.1989
    1743
    1.26
    39.0
    8.0
    OIL BASED
    27.10.1989
    1774
    1.27
    36.0
    9.0
    OIL BASED
    30.10.1989
    1802
    1.26
    33.0
    8.0
    OIL BASED
    30.10.1989
    1804
    1.26
    31.0
    7.0
    OIL BASED
    30.10.1989
    1861
    1.25
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    09.11.1989
    1873
    1.26
    33.0
    7.0
    OIL BASED
    31.10.1989
    1890
    1.23
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    06.11.1989
    1890
    1.24
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    07.11.1989
    1891
    1.27
    31.0
    7.0
    OIL BASED
    01.11.1989
    1891
    1.27
    34.0
    7.0
    OIL BASED
    02.11.1989
    1891
    1.27
    34.0
    7.0
    OIL BASED
    03.11.1989
    1891
    1.27
    34.0
    7.0
    OIL BASED
    06.11.1989
    1891
    1.23
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    06.11.1989
    1905
    1.24
    13.0
    13.0
    WATER BASED
    09.11.1989
    1905
    1.25
    13.0
    12.0
    WATER BASED
    13.11.1989
    1905
    1.25
    13.0
    12.0
    WATER BASED
    13.11.1989
    1905
    1.25
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    10.11.1989
    1905
    1.25
    13.0
    13.0
    WATER BASED
    13.11.1989
    2000
    1.25
    13.0
    13.0
    WATER BASED
    14.11.1989
    2033
    1.26
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    15.11.1989
    2056
    1.25
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    16.11.1989
    2183
    1.25
    13.0
    12.0
    WATER BASED
    17.11.1989
    2317
    1.26
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    20.11.1989
    2390
    1.25
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    27.11.1989
    2390
    1.15
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    04.12.1989
    2390
    1.15
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    11.12.1989
    2390
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    20.12.1989
    2390
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    21.12.1989
    2390
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    22.12.1989
    2390
    1.25
    12.0
    8.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    2390
    1.25
    12.0
    8.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    2390
    1.25
    9.0
    6.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    2390
    1.25
    11.0
    7.0
    WATER BASED
    05.07.1991
    2390
    1.26
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    08.07.1991
    2390
    1.26
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    20.11.1989
    2390
    1.25
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    20.11.1989
    2390
    1.25
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    21.11.1989
    2390
    1.25
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    22.11.1989
    2390
    1.25
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    23.11.1989
    2390
    1.25
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    24.11.1989
    2390
    1.25
    15.0
    16.0
    WATER BASED
    27.11.1989
    2390
    1.25
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    27.11.1989
    2390
    1.25
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    28.11.1989
    2390
    1.25
    13.0
    12.0
    WATER BASED
    29.11.1989
    2390
    1.25
    11.0
    7.0
    WATER BASED
    30.11.1989
    2390
    1.25
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    01.12.1989
    2390
    1.25
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    04.12.1989
    2390
    1.15
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    04.12.1989
    2390
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    11.12.1989
    2390
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    11.12.1989
    2390
    1.15
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    13.12.1989
    2390
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    13.12.1989
    2390
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    14.12.1989
    2930
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    15.12.1989
    2930
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    18.12.1989
    2930
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    18.12.1989
    2930
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    18.12.1989
    2930
    1.05
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    19.12.1989