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

31/5-2

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.
    31/5-2
    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).
    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.
    SUSPENDED
    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
    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.
    31/5-2
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    391-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    38
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.10.1983
    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.
    11.11.1983
    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.
    11.11.1985
    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.
    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
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    316.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2500.0
    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).
    2500.0
    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.
    87
    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° 43' 33.29'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 32' 52.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6732542.72
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    529894.43
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    32

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/5-2 is a replacement well for well 3/5-1 in the southern part of the Troll West Field. Well 31/5-1 was terminated at 860 m and junked due to an incident where the BOP and riser was lost. Due to this, the rig left the location and went to Bergen for repairs. It returned to the location five days later for drilling 31/5-2. The purpose of the well was to test the reservoir qualities, the oil/gas columns, and the hydrocarbon/water contact in the area.
    Operations and results
    Appraisal well 31/5-2 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 5 October 1983 and was drilled to TD at 2500 m in the Late Triassic Hegre Group. A total of 5 days were lost on setting the 18 3/4" x 9 5/8" seal-assembly, otherwise no significant technical problems occurred in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 860 m and with KCl/polymer mud from 860 m to TD.
    Well 31/5-2 penetrated top reservoir at 1521 m. The interval 1521 - 1569 m was gas bearing with 30% porosity and 15% water saturation. The interval from 1569 - 1582 m was oil bearing with 27% porosity and 30% water saturations. These intervals were the only hydrocarbon bearing intervals in the well. Between 1569 and 1582 m there were good shows in the cores. They showed brown oil stain, golden-yellow fluorescence and instant cloudy, milky, white cut. There was strong hydrocarbon odour.
    A total of six cores were taken in the interval 1505.0 -1599.9 m, covering the basal 16 m of the Draupne Formation and the upper 78 m of the Sognefjord Formation. The core recovery was 81%. FMT segregated fluid samples were taken at 1563 m (gas), 1575 m (oil at 135 bar), and 1581 (oil at 90 bar).
    After surveying, logging and sidewall coring, the well was plugged back to 1902 m and suspended on 11 November 1984. The well was to be re-entered at a later stage for testing.
    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]
    870.00
    2500.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1505.0
    1505.5
    [m ]
    2
    1506.8
    1521.9
    [m ]
    3
    1524.8
    1542.5
    [m ]
    4
    1543.2
    1570.4
    [m ]
    5
    1570.5
    1588.3
    [m ]
    6
    1589.0
    1601.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    90.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1505-1506m
    Kjerne bilde med dybde: 1506-1510m
    Kjerne bilde med dybde: 1511-1515m
    Kjerne bilde med dybde: 1516-1520m
    Kjerne bilde med dybde: 1521-1522m
    1505-1506m
    1506-1510m
    1511-1515m
    1516-1520m
    1521-1522m
    Kjerne bilde med dybde: 1524-1529m
    Kjerne bilde med dybde: 1529-1534m
    Kjerne bilde med dybde: 1534-1539m
    Kjerne bilde med dybde: 1539-1542m
    Kjerne bilde med dybde: 1543-1547m
    1524-1529m
    1529-1534m
    1534-1539m
    1539-1542m
    1543-1547m
    Kjerne bilde med dybde: 1548-1553m
    Kjerne bilde med dybde: 1553-1558m
    Kjerne bilde med dybde: 1558-1563m
    Kjerne bilde med dybde: 1563-1568m
    Kjerne bilde med dybde: 1568-1570m
    1548-1553m
    1553-1558m
    1558-1563m
    1563-1568m
    1568-1570m
    Kjerne bilde med dybde: 1570-1575m
    Kjerne bilde med dybde: 1575-1580m
    Kjerne bilde med dybde: 1580-1585m
    Kjerne bilde med dybde: 1585-1588m
    Kjerne bilde med dybde: 1589-1594m
    1570-1575m
    1575-1580m
    1580-1585m
    1585-1588m
    1589-1594m
    Kjerne bilde med dybde: 1594-1599m
    Kjerne bilde med dybde: 1599-1601m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1594-1599m
    1599-1601m

  • 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
    415.0
    36
    418.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    848.0
    26
    860.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1415.0
    17 1/2
    1430.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1952.0
    12 1/4
    1965.0
    1.63
    LOT
    OPEN HOLE
    2500.0
    8 1/2
    2500.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL
    793
    1428
    ACBL
    1250
    1965
    CDL CNL GR CAL
    848
    2492
    DIFL BHC LSBHC ACL GR
    848
    2495
    DLL MLL GR
    1415
    1962
    FMT
    1415
    1964
    FMT
    1952
    2498
    HRD
    1415
    2488
    SPECTRALOG
    1415
    1955
    TEMP
    821
    1382

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58
    pdf
    0.33
    pdf
    3.50

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.02
    pdf
    3.90

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    894
    1.10
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    1277
    1.34
    20.0
    20.0
    WATER BASED
    1435
    1.27
    16.0
    19.0
    WATER BASED
    2008
    1.23
    13.0
    16.0
    WATER BASED
    2088
    1.21
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    2350
    1.17
    13.0
    16.0
    WATER BASED
    2467
    1.20
    11.0
    11.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    965.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1182.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1220.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1250.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1280.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1290.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1307.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1421.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1438.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1465.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1480.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1485.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1492.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1499.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1502.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1604.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1615.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1633.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1637.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1645.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1653.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1665.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1673.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1682.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1687.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1693.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1708.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1717.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1727.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1737.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1748.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1753.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1763.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1774.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1795.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1806.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1822.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1825.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1838.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1853.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1869.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1874.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1910.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1917.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1920.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1935.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1940.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1948.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1977.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1982.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1986.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2011.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2039.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2053.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2107.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2115.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2126.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2135.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2144.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2153.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2163.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2171.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2175.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2186.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2197.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2205.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2230.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2333.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2340.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2358.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2369.0
    [m]
    SWC
    IKU