Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-18

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.
    30/9-18
    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).
    WILDCAT
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-18
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9111- RAD 1313 & KOLONNE 1021
    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.
    809-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    29
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.03.1995
    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.
    11.04.1995
    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.
    11.04.1997
    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.
    WILDCAT
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2994.0
    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).
    2994.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 17' 38.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 22.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6684333.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490211.40
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2552

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-18 is located on the Bjørgvin Arch south of the Oseberg Sør Field and North of the 30/9-16 K Oseberg Sør Discovery. This is in the Northern North Sea. The well was drilled to clarify the Oseberg Sør development strategy. The primary objective was to establish the extent of the high-permeability Tarbert reservoir found in well 30/9-16. Secondary objectives were to test the lower Brent Group, the Cook Formation, and the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Well 30/9-18 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 14 March 1995 and drilled to TD at 2994 m in the Late Jurassic Drake Formation. The 24" hole was drilled from 193 m MD to 557 m MD. Shallow gas was predicted at 590 m MD. The 18 5/8" casing was set at 547 m MD. As the cement was displaced bubbles from the hole was observed indicating shallow gas. Displaced out the entire cement volume and filled the annulus with 1.3 sg mud. Mixed and pumped gas block cement around. The well was drilled with spud mud down to 557 m and with KCl/polymer mud from 557 m to TD.
    Formation tops in the Tertiary and Jurassic sections came in slightly higher than prognosed. However, they were within the prognosed uncertainty range. The well penetrated the Brent Group reservoir zones and they were water bearing. Very weak oil shows were reported in the interval 2640 to 2780 m in the Heather/Tarbert intervals during drilling. Intra Heather Sandstone and Tarbert Formation combined contained 127 m gross sand (67.5 m net). The Ness Formation was 195 m thick with 54.5 m net sand. The Cook and Statfjord Formations were not drilled. RFT formation pressures gave three distinct and separate water gradients, one covering the Intra Heather sandstone/Tarbert Formation and two separate gradients covering the Ness Fm. The three water gradients indicated that there was possibly no pressure communication between the three zones. No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on as a dry well.
    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]
    560.00
    2990.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2035.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2135.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2145.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2545.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2559.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2570.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2585.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2596.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2602.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2602.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2607.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2614.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2626.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2634.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2641.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2645.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2653.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2664.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2677.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2681.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2685.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2686.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2751.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2759.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2763.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2774.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2796.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2815.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2828.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2841.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2876.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2899.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2920.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2925.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2933.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2945.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2949.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2954.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2959.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2965.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2990.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    4.23

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT DLL LSS LDL MSFL GR AMS SP
    525
    2550
    CST GR
    2570
    2965
    DLL LSS MSFL GR SP AMS
    2558
    2990
    LDL CNL FMS GR AMS
    2558
    2981
    MWD RGD - GR RES DIR
    132
    2556
    RFT HP GR AMS
    2624
    2873
    VSP
    290
    2990

  • 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
    193.0
    36
    193.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    547.0
    24
    557.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1538.0
    12 1/4
    1550.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2557.0
    8 1/2
    2559.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2994.0
    6
    2994.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    194
    1.05
    WATER BASED
    16.03.1995
    350
    1.15
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    18.04.1995
    557
    1.05
    WATER BASED
    17.03.1995
    557
    1.05
    WATER BASED
    20.03.1995
    557
    1.05
    WATER BASED
    20.03.1995
    557
    1.20
    WATER BASED
    20.03.1995
    773
    1.20
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    21.03.1995
    1342
    1.20
    17.0
    10.5
    WATER BASED
    23.03.1995
    1550
    1.25
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    24.03.1995
    1550
    1.25
    22.0
    14.0
    WATER BASED
    28.03.1995
    1550
    1.25
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    23.03.1995
    2070
    1.43
    26.0
    13.5
    WATER BASED
    28.03.1995
    2122
    1.43
    30.0
    14.0
    WATER BASED
    28.03.1995
    2350
    1.15
    18.0
    10.5
    WATER BASED
    18.04.1995
    2420
    1.43
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    29.03.1995
    2420
    1.43
    27.0
    13.5
    WATER BASED
    28.03.1995
    2459
    1.43
    27.0
    12.5
    WATER BASED
    30.03.1995
    2559
    1.43
    29.0
    13.0
    WATER BASED
    31.03.1995
    2559
    1.43
    29.0
    13.0
    WATER BASED
    03.04.1995
    2564
    1.15
    9.0
    8.5
    WATER BASED
    03.04.1995
    2651
    1.15
    149.0
    9.0
    WATER BASED
    03.04.1995
    2723
    1.15
    14.0
    8.5
    WATER BASED
    04.04.1995
    2858
    1.15
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    05.04.1995
    2947
    1.15
    18.0
    11.5
    WATER BASED
    07.04.1995
    2994
    1.15
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    07.04.1995
    2994
    1.15
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    18.04.1995

  • 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
    0.23