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

31/2-7

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.
    31/2-7
    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
    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.
    31/2-7
    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.
    326-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    54
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.04.1982
    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.
    14.06.1982
    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.
    14.06.1984
    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
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    338.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1660.0
    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).
    1660.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1
    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.
    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.
    HEATHER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 51' 25.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 27' 9.21'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6747126.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    524587.90
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    70

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-7 was drilled in the Troll West oil province in the Northern North Sea. The primary objective was to appraise the oil accumulation in the area west of well 31/2-4 in the Troll Field.
    Operations and results
    Well 31/2-7 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 22 April 1982 and drilled to TD at 1660 m in the Late Jurassic Heather Formation. No significant problems were encountered during operations. Tight spots were encountered in the 17 1/2" section. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 455, with seawater/gel/CMC/Drispac from 455 m to 825 m, with KCl/polymer mud from 825 m to 1517 m, and with KCl/polymer/gel/lingo mud from 1517 m to TD.
    The well penetrated 11 m f Late Jurassic Draupne shale at 1535 m before entering the Sognefjord Formation reservoir sands at 1546 m. The Heather Formation was encountered at 1601 m. The Sognefjord Formation was hydrocarbon bearing with a 20.5 m gas column from 1545.5 - 1566 m and a 27.5 m oil column from 1566 to 1593.5 m. The gas reservoir consisted of alternating micaceous, bioturbated fine to medium grained sandstones and cross laminated, massive fine to coarse grained sandstones. The upper part of the oil reservoir (down to 1586 m) was of the same quality as the gas reservoir. Below 1586 m the sandstones were very fine to medium grained with high mica content. Weak shows (fluorescence and cut) were recorded on cores down to 1635 m.
    Six fibreglass sleeve cores were taken from 1547.0 m to 1635.0 m in the 8 1/2" section. Thus 88 m of core were cut of which 72.25 m (82%) was recovered. In order to verify the higher than expected GOC several unsuccessful (due to probe plugging) attempts were made to obtain RFT fluid samples at around 1570 m. Eventually one of the RFT chambers was filled at 1568 m. After a few more attempts the other chamber was filled at 1566.5 m. At surface the contents of both chambers were checked and found to be 29 API oil. This proved a 27.5 m oil column in the well and thus the existence of oil above 1547 m SS (1572 m), which had been interpreted as the GOC in all previous wells.
    The well was permanently abandoned on 14 June 1982 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    The well was gravel packed and acidized before testing. A production test was carried out over the external gravel packed interval 1584 - 1590.5 m. The objectives were to investigate inflow performance and sand control, obtain representative fluid samples for PVT analyses, and to evaluate well coning performance. At maximum rate in the 92 hour long main flow the well flowed 1113 Sm3 oil/day on a 180/64" choke. The GOR was between 53 and 45 Sm3/Sm3, the oil density was 0.89 g/cm3 (27.5 deg API), and the gas gravity was 0.640. Maximum down-hole temperature recorded was 67.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    470.00
    1660.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1547.0
    1556.5
    [m ]
    3
    1562.0
    1577.8
    [m ]
    4
    1587.5
    1597.0
    [m ]
    5
    1597.0
    1615.8
    [m ]
    6
    1616.0
    1634.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    72.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1547-1553m
    Kjerne bilde med dybde: 1553-1556m
    Kjerne bilde med dybde: 1562-1568m
    Kjerne bilde med dybde: 1568-1574m
    Kjerne bilde med dybde: 1574-1577m
    1547-1553m
    1553-1556m
    1562-1568m
    1568-1574m
    1574-1577m
    Kjerne bilde med dybde: 1587-1593m
    Kjerne bilde med dybde: 1593-1597m
    Kjerne bilde med dybde: 1597-1603m
    Kjerne bilde med dybde: 1603-1609m
    Kjerne bilde med dybde: 1609-1615m
    1587-1593m
    1593-1597m
    1597-1603m
    1603-1609m
    1609-1615m
    Kjerne bilde med dybde: 1615-1616m
    Kjerne bilde med dybde: 1616-1622m
    Kjerne bilde med dybde: 1622-1628m
    Kjerne bilde med dybde: 1628-1634m
    Kjerne bilde med dybde: 1634-1635m
    1615-1616m
    1616-1622m
    1622-1628m
    1628-1634m
    1634-1635m

  • 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
    1584.00
    1590.00
    06.06.1982 - 00:00
    YES

  • 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
    449.0
    36
    455.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    812.0
    26
    825.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1495.0
    17 1/2
    1517.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1652.0
    12 1/4
    1660.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1584
    1590
    71.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    68
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1113
    0.887
    45

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT GR
    1518
    1593
    BGT GR
    1522
    1592
    BGT GR
    1529
    1593
    CBL VDL GR CCL
    606
    1660
    CST
    812
    1510
    CST
    1498
    1770
    DLL MSFL GR
    1498
    1656
    FDC CNL GR CAL
    440
    824
    FDC CNL GR CAL
    812
    1510
    FDC CNL GR CAL
    1495
    1660
    HDT
    1495
    1660
    ISF BHC GR
    363
    822
    ISF BHC GR
    812
    1510
    ISF BHC GR
    1495
    1659
    LDT NGT CAL
    1495
    1660
    RFT
    0
    0
    VELOCITY
    776
    1650
    WST
    776
    1650

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    363
    776
    1304
    1304
    1366
    1406
    1524
    1531
    1535
    1535
    1546
    1601

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    9.78
    pdf
    0.34
    pdf
    0.38
    pdf
    1.78
    pdf
    1.09
    pdf
    0.37
    pdf
    0.34
    pdf
    1.78
    pdf
    2.16
    pdf
    1.47
    pdf
    2.30
    pdf
    1.42
    pdf
    2.50
    pdf
    0.61
    pdf
    0.71
    pdf
    0.93
    pdf
    1.51
    pdf
    2.56
    pdf
    1.36
    pdf
    13.38
    pdf
    0.59
    pdf
    3.31

  • 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
    0.16
    pdf
    0.11

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    465
    1.07
    50.0
    waterbased
    600
    1.09
    50.0
    waterbased
    800
    1.10
    50.0
    waterbased
    800
    1.10
    48.0
    waterbased
    950
    1.31
    47.0
    waterbased
    1150
    1.31
    47.0
    waterbased
    1650
    1.19
    54.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1537.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1541.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1542.5
    [m]
    SWC
    SHELL
    1548.0
    [m]
    C
    SHELL
    1548.5
    [m]
    C
    SHELL
    1549.5
    [m]
    C
    SHELL
    1550.0
    [m]
    C
    SHELL
    1552.0
    [m]
    C
    SHELL
    1554.0
    [m]
    C
    SHELL
    1555.0
    [m]
    C
    SHELL
    1555.6
    [m]
    C
    SHELL
    1556.6
    [m]
    C
    SHELL
    1562.2
    [m]
    C
    SHELL
    1570.5
    [m]
    C
    SHELL
    1590.5
    [m]
    C
    SHELL
    1591.1
    [m]
    C
    SHELL
    1592.3
    [m]
    C
    SHELL
    1592.4
    [m]
    C
    SHELL
    1592.6
    [m]
    C
    SHELL
    1592.8
    [m]
    C
    SHELL
    1592.9
    [m]
    C
    SHELL
    1593.0
    [m]
    C
    SHELL
    1593.5
    [m]
    C
    SHELL
    1593.6
    [m]
    C
    SHELL
    1594.2
    [m]
    C
    SHELL
    1596.1
    [m]
    C
    SHELL
    1596.8
    [m]
    C
    SHELL
    1598.0
    [m]
    C
    SHELL
    1600.0
    [m]
    C
    SHELL
    1600.9
    [m]
    C
    SHELL
    1603.0
    [m]
    C
    SHELL
    1605.0
    [m]
    C
    SHELL
    1607.0
    [m]
    C
    SHELL
    1608.5
    [m]
    C
    SHELL
    1609.5
    [m]
    C
    SHELL
    1610.4
    [m]
    C
    SHELL
    1610.7
    [m]
    C
    SHELL
    1616.0
    [m]
    C
    SHELL
    1617.5
    [m]
    C
    SHELL
    1617.5
    [m]
    C
    SHELL
    1617.6
    [m]
    C
    SHELL
    1617.6
    [m]
    C
    SHELL
    1618.9
    [m]
    C
    SHELL
    1621.7
    [m]
    C
    SHELL
    1621.8
    [m]
    C
    SHELL
    1621.9
    [m]
    C
    SHELL
    1621.9
    [m]
    C
    SHELL
    1625.7
    [m]
    C
    SHELL
    1633.8
    [m]
    C
    SHELL
    1634.7
    [m]
    C
    SHELL
    1644.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1654.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1658.0
    [m]
    SWC
    SHELL