Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/2-17 A

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.
    31/2-17 A
    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.
    31/2-17
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH-8901- LINJE 794 & SP. 1404
    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.
    716-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    12
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.01.1992
    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.
    31.01.1992
    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.
    31.01.1994
    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.
    06.06.2006
    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.
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    341.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1924.0
    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).
    1712.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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° 52' 57.08'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 27' 5.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6749946.42
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    524516.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1898

  • Brønnhistorie
    General
    Well bores 31/2-17 S, -A, and -B were drilled on the north-western periphery of the Troll West gas and oil discovery. The objective was to obtain the thickness of the oil zone and reservoir properties in the "Intermediate Area". Well bores 31/2-17 S and 31/2-17 A are located on each side of a fault subdividing the Intermediate Area into two main compartments. Well 31/2-17 S is located on the eastern side of the fault. The side track 31/2-17 A was turned 180 degrees and landed on the western side of the fault. Well 31/2-17 B was side-tracked from well 31/2-17 A and drilled horizontally to a position about 5 m above the oil water contact.
    Operations and results
    All three well bores were drilled with the semi-submersible installation Transocean 8 from the same wellhead location. Operations commenced with spud of 31/2-17 S on 28 December 1991 and ended with temporary abandonment of 31/2-17 B on 14 February 1992.
    Well 31/2-17 S was drilled to TD at 2220 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. No significant technical problem occurred in the well bore. The well bore was drilled with sea water and hi-vis pills down to 921 m and with KCl/brine/PHPA mud from 921 m to TD. One and a half m of Draupne Formation was penetrated at 1870 m. The Sognefjord Formation reservoir was encountered with gas at 1871.5 m. The Gas-Oil-Contact was penetrated at 1972 m (1544.2 m TVD MSL) and the Oil-Water-Contact was penetrated at 2011 m (1565.8 m TVD MSL), both contacts in the Heather Formation. Six cores were taken. Core one and two and the upper part of core three were cut in the Sognefjord Formation. The rest of the cores were cut in the Heather B Formation. No fluid sample was taken.
    Well 31/2-17 A was kicked of from 31/2-17 S at 909 m and drilled to TD at 1924 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. No significant technical problem occurred. The well bore was drilled with KCl/brine/PHPA mud from kick-off to 1012 m and with oil based mud from 1012 m to TD. Seven m of Draupne Formation was penetrated at 1681.5 m. The Sognefjord Formation reservoir was encountered with gas at 1688.5 m. The Gas-Oil-Contact was penetrated at 1725.4 m (1543.0 m TVD MSL) in the Sognefjord Formation. The Oil-Water-Contact was penetrated at 1746.5 m (1558.1 m TVD MSL) also in the Sognefjord Formation. Five cores were taken. Core one, two, three and the upper part of core four were cut in the Sognefjord Formation. Core no five was cut in the Heater Formation. No fluid sample was taken.
    Well 31/2-17 B was kicked off from 31/2-17 A at 1645 m. The well angle was built up to approximately 90 degrees and was drilled to TD at 1838 m after 147 m nearly horizontal drilling in the Sognefjord Formation gas zone. The junk bonnet from the 9 5/8" liner running was accidentally left in the hole and 2 days were spent fishing for it, otherwise no significant technical problem occurred in this hole. The well bore was drilled with oil-based mud from kick-off to TD. Five m of Draupne Formation was penetrated at 1686 m. The Sognefjord Formation reservoir was encountered with gas at 1691 m. As expected no GOC was encountered, but the GOC is assumed to be the same as in well bore 31/2-17 A. One horizontal core (2.8 m) was taken at TD. Only MWD logs were run. No fluid sample was taken.
    31/2-17 S and 31/2-17A were permanently abandoned, while well 31/2-17 B was temporary plugged and suspended for later re-entry. The wells were classified as oil and gas appraisals.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well bores.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1230.00
    1922.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1703.0
    1710.3
    [m ]
    2
    1710.5
    1714.7
    [m ]
    3
    1714.5
    1740.6
    [m ]
    4
    1740.6
    1745.4
    [m ]
    5
    1756.0
    1782.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    68.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1703-1707m
    Kjerne bilde med dybde: 1707-1710m
    Kjerne bilde med dybde: 1710-1714m
    Kjerne bilde med dybde: 1714-1715m
    Kjerne bilde med dybde: 1714-1718m
    1703-1707m
    1707-1710m
    1710-1714m
    1714-1715m
    1714-1718m
    Kjerne bilde med dybde: 1718-1722m
    Kjerne bilde med dybde: 1722-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1726-1730m
    Kjerne bilde med dybde: 1730-1734m
    Kjerne bilde med dybde: 1734-1738m
    1718-1722m
    1722-1726m
    1726-1730m
    1730-1734m
    1734-1738m
    Kjerne bilde med dybde: 1738-1740m
    Kjerne bilde med dybde: 1741-1745m
    Kjerne bilde med dybde: 1745-1746m
    Kjerne bilde med dybde: 1756-1760m
    Kjerne bilde med dybde: 1760-1764m
    1738-1740m
    1741-1745m
    1745-1746m
    1756-1760m
    1760-1764m
    Kjerne bilde med dybde: 1764-1768m
    Kjerne bilde med dybde: 1768-1772m
    Kjerne bilde med dybde: 1772-1776m
    Kjerne bilde med dybde: 1776-1780m
    Kjerne bilde med dybde: 1780-1782m
    1764-1768m
    1768-1772m
    1772-1776m
    1776-1780m
    1780-1782m

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    365
    803
    1412
    1412
    1454
    1501
    1667
    1682
    1682
    1689
    1756
    1895

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.26

  • 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
    0.36
    pdf
    0.12

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    22.76

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIT-E LSS GR AMS
    1643
    1922
    GYRO
    364
    1630
    GYRO AMS
    1000
    2200
    LDT CNT GR AMS
    875
    1922
    MWD - GR CDR DIR
    1546
    1652
    MWD - GR CDR DIR
    1703
    1924
    MWD - GR RES S/N DIR
    906
    1546
    MWD - GR RES S/N DIR
    1655
    1703
    SDT CCL GR AMS
    0
    0
    VSP
    740
    1910

  • 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
    451.0
    36
    452.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    906.0
    26
    921.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1642.0
    17 1/2
    1924.0
    1.33
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    926
    1.35
    49.0
    OIL BASED
    1546
    1.37
    50.0
    OIL BASED
    1580
    1.25
    35.0
    OIL BASED
    1652
    1.37
    44.0
    OIL BASED
    1703
    1.26
    31.0
    OIL BASED
    1755
    1.26
    29.0
    OIL BASED
    1847
    1.26
    29.0
    OIL BASED
    1924
    1.26
    35.0
    OIL BASED