Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-6

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.
    30/6-6
    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.
    30/6-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8006 - 203 SP 280
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    311-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.01.1982
    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.
    24.03.1982
    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.
    24.03.1984
    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.
    29.03.2014
    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.
    DRY
    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
    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.
    114.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3225.0
    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).
    3224.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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.
    EARLY 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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 36' 43.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 54.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6719748.76
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490785.95
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    39

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-6 was drilled on the 30/6 Alpha structure (Oseberg fault block) in the North Sea, as the fifth well drilled on this structure. The well was drilled down-dip of 30/6-3 and 30/6-4. The primary objective of this well was to define the oil-water contact for the structure. This would be achieved by penetrating the OWC or by extrapolation of fluid gradients from RFT and DST pressure measurements.
    Operations and results
    Appraisal well 30/6-6 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 9 January 1982 and drilled to TD at 3225 m in the Early Jurassic Cook Formation. Drilling operations proceeded without specific problems down to ca 1300 m. At this depth problems related to excessive torque and drag on short trips occurred. The mud weight was then reduced from 1.4 to 1.29 after which drilling again proceeded without problems. The well was drilled with spud mud down to 200 m, with Gel/seawater/spud mud from 200 m to 1793 m, and with gel/lignosulphonate mud from 1793 m to TD.
    Top Viking Group was penetrated at 2587 m and consisted of 113 m Draupne Formation shales on top of 120 m Heather Formation. The Brent Group was encountered at 2820 m. It was water bearing. Combined RFT-pressures from 30/6-6 and 30/6-4 gave an oil/water contact at 2720 +/- 20 m, which was later confirmed by the build-up pressures from the DST and the calculated water density under reservoir conditions. No indications of H2S were seen in this well. No shows are reported from the well.
    Three cores were taken in the Ness and Etive formations from 2921 m - 2964 m. RFT water samples were attempted at 2879 m, 2955 m and 2956 m, but were only moderately successful due to poor recovery and contamination with cushion water.
    The well was permanently abandoned on 24 March 1982 as a dry well.
    Testing
    One DST was perforated over 2946 to 2962 m in the water zone in the Etive Formation. The well was production tested and tests on reservoir parameters were carried out, including use of tritium tracers. The well produced 380 m3 water /day through a 64/64" choke. The maximum flowing temperature recorded during the test was 116.5 deg C. Water samples were taken. The production test was followed by an injection test through the same perforations.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    200.00
    3224.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2921.0
    2933.0
    [m ]
    2
    2936.5
    2954.0
    [m ]
    3
    2963.6
    2969.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    34.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2926-2931m
    Kjerne bilde med dybde: 2931-2933m
    Kjerne bilde med dybde: 2935-2941m
    Kjerne bilde med dybde: 2941-2946m
    Kjerne bilde med dybde: 2946-2951m
    2926-2931m
    2931-2933m
    2935-2941m
    2941-2946m
    2946-2951m
    Kjerne bilde med dybde: 2951-2954m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2964m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2951-2954m
    2963-2964m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1470.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1530.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1590.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1650.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1830.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2009.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2015.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2036.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2063.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2090.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2135.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2162.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2189.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2216.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2243.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2294.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2321.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2339.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2348.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2351.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2610.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2626.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2630.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2654.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2659.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2689.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2701.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2722.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2740.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2760.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2780.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2792.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2807.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2819.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2824.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2831.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2838.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2861.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2898.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2928.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2967.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3010.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3035.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3151.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    20.54
    pdf
    1.31
    pdf
    0.25
    pdf
    44.44
    pdf
    21.44

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.17
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    20.54

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2946
    2962
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CCL VDL GR
    450
    3046
    CDM AP
    2251
    3224
    FDC CNL GR CAL
    605
    3223
    HDT
    2552
    3224
    ISF SON MSFL GR
    131
    3223
    RFT HP
    2823
    3191
    VELOCITY
    131
    3223

  • 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
    199.5
    36
    200.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    605.0
    26
    620.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1793.0
    17 1/2
    1815.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2251.0
    12 1/4
    2565.0
    1.74
    LOT
    LINER
    7
    3220.0
    8 1/2
    3220.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    200
    1.04
    40.0
    waterbased
    470
    1.08
    55.0
    waterbased
    955
    1.09
    53.0
    waterbased
    1310
    1.39
    86.0
    waterbased
    1655
    1.21
    56.0
    waterbased
    2190
    1.48
    54.0
    waterbased
    2570
    1.25
    49.0
    waterbased
    2815
    1.23
    55.0
    waterbased

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22