Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/11-4

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.
    30/11-4
    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.
    30/11-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    83 - 36 SP. 284
    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.
    402-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    182
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.01.1984
    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.
    24.07.1984
    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.
    24.07.1986
    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.
    13.01.2015
    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.
    OIL SHOWS
    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).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    110.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5255.0
    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).
    5248.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    173
    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 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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 2' 43.96'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 39.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6656726.58
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    474615.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    98

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/11-4 was drilled north-east of the Frigg area in the Fensal Sub-basin in the North Sea. Previous well 30/11-3 was abandoned at top Statfjord Group for technical reasons, due to high pressures, without being production-tested. Well 30/11-4 was then proposed as a virtual re-drill, only some 400 m NE of 30/11-3. The objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Vestland Group sandstones and the Early Jurassic Statfjord Group sandstones in a westward tilted horst block
    Operations and results
    Wildcat well 30/11-4 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 25 January 1984 and drilled to TD at 5255 m in Late Triassic sediments belonging to the Statfjord Group . At 2179 m the drill string parted, leaving a 24 m fish in the hole. After unsuccessful fishing the well was sidetracked from 1918 m. The well was drilled with bentonite and brack water down to 813 m, with KCl/polymer mud from 813 m to 4205 m, with gel/lignosulphonate/lignite mud from 4205 m to 5059 m, and with gel/polymer lignite mud from 5059 m to TD.
    Well 30/11-4 penetrated water bearing reservoir sands in the Tertiary Frigg and Heimdal formations. The Vestland Group was penetrated at 3434 m. This section had oil shows at 3434 m to 3470 m, where some oil emulsion was retrieved by RFT, at 3514 m to 3550 m, and at 3635 m to 3650 m. An anomaly in the reservoir pressure occurred at about 3580 m where a siltstone/claystone interval possibly acts as a seal/pressure barrier. A total of 615 m of sands and shales assigned to the Statfjord Group, between 4640 m and TD in the well. Log interpretation pointed towards the presence of at least 75 metres of sands with porosities up to 20% and water saturations as low as 40%. The Group had gas shows and weak oil/condensate shows on the cores. Subsequent microscopic studies on the cores, taken near to the top of the Group, have revealed that, although rather high porosities are locally preserved, permeability is destroyed by clay mineral authigenesis.
    Five cores were cut in the well. One was cut in the Vestland Group from 3514 - 3532 m. The remaining four were cut in the Statfjord Group in the intervals 4632 - 4649 m, 4652 - 4666 m, 4839 - 4839.4 m, and  5011- 5011.4 m. The two latter were junk basket cores. A depth shift of ca 10 m downwards has to be applied on the cores in order to match with logger’s depth.  A segregated RFT fluid sample was taken at 3452 m in the Vestland Group. It contained water, gas, and oil emulsion.
    The well was permanently abandoned on 24 July 1984 as a dry well with shows.
    Testing
    The Vestland Group was not considered worth testing. Two drill stem tests were performed in the Statfjord Group.
    DST 1 tested the interval 5015 to 5029 m. The test flowed only insignificant and non-representative fluids, even after acid stimulation. Extremely tight formation was concluded.  Maximum temperature, measured at 5000.6 m, was 167 °C.
    DST 2 tested the intervals 4823 - 4837 m and 4854 - 4875 m. The test produced prior to acidization some 5 to 6 m3 formation water and some bubbles of gas over a period of 3 days at a flowing bottom hole pressure declining from 479 to 90 bar. After stimulation with 12 m3 acid the well produced 22 m3 water during 20 hours. The interval was concluded to be very tight. Maximum temperature, measured at 4809 m, was 162 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    260.00
    5255.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3514.0
    3531.5
    [m ]
    2
    4635.0
    4645.7
    [m ]
    3
    4652.0
    4664.9
    [m ]
    4
    4839.0
    4839.4
    [m ]
    5
    5011.0
    5011.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    41.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3514-3519m
    Kjerne bilde med dybde: 3519-3524m
    Kjerne bilde med dybde: 3524-3529m
    Kjerne bilde med dybde: 3529-3531m
    Kjerne bilde med dybde: 4641-4645m
    3514-3519m
    3519-3524m
    3524-3529m
    3529-3531m
    4641-4645m
    Kjerne bilde med dybde: 4635-4641m
    Kjerne bilde med dybde: 4652-4658m
    Kjerne bilde med dybde: 4658-4664m
    Kjerne bilde med dybde: 4664-4665m
    Kjerne bilde med dybde: 4839-4839m
    4635-4641m
    4652-4658m
    4658-4664m
    4664-4665m
    4839-4839m
    Kjerne bilde med dybde: 5011-5011m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5011-5011m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3517.6
    [m]
    C
    SPT
    3526.9
    [m]
    C
    SPT
    3529.6
    [m]
    C
    SPT

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.12
    pdf
    4.97
    pdf
    0.53

  • 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
    0.20
    pdf
    0.47

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.73
    pdf
    15.08

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT GR
    796
    2330
    CBL VDL GR
    248
    2351
    CBL VDL GR
    1050
    4202
    CBL VDL GR
    3428
    5047
    CYBERLOOK
    2362
    4202
    DLL MSFL GR
    2363
    4200
    DLL MSFL GR
    4600
    5058
    DLL MSFL GR
    5051
    5220
    HDT
    3050
    4200
    HDT
    4200
    5062
    ISF BHC GR
    239
    812
    ISF BHC GR
    812
    2333
    ISF BHC GR
    2363
    4202
    ISF BHC GR
    4201
    5059
    ISF BHC GR
    4202
    4846
    LDL CNL GR
    239
    813
    LDL CNL GR
    4202
    4841
    LDL CNL GR
    4600
    5059
    LDL CNL GR
    5051
    5224
    LDL CNL NGS
    2320
    4030
    NGS
    2320
    4030
    RFT
    2607
    3915
    RFT
    4644
    5064
    RFT
    5073
    5203
    SWC
    0
    0
    VELOCITY
    0
    5059

  • 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
    239.0
    36
    250.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    796.0
    26
    812.0
    1.10
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2362.0
    17 1/2
    2375.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4192.0
    12 1/4
    4205.0
    1.94
    LOT
    LINER
    7
    5046.0
    8 1/2
    5059.0
    2.09
    LOT
    OPEN HOLE
    5255.0
    5 7/8
    5255.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    512
    1.06
    5.0
    18.0
    WATER BASED
    817
    1.07
    16.0
    13.0
    WATER BASED
    1019
    1.08
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    1310
    1.10
    16.0
    16.0
    WATER BASED
    1694
    1.09
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    2041
    1.10
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    2460
    1.20
    19.0
    19.0
    WATER BASED
    3875
    1.25
    24.0
    19.0
    WATER BASED
    4205
    1.26
    WATER BASED
    4219
    1.30
    WATER BASED
    4310
    1.35
    WATER BASED
    4563
    1.55
    26.0
    15.0
    WATER BASED
    4652
    1.60
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    4692
    1.58
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    4899
    1.59
    23.0
    16.0
    WATER BASED
    5069
    1.58
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    5086
    1.56
    27.0
    15.0
    WATER BASED
    5195
    1.58
    28.0
    13.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4657.10
    [m ]
    4635.80
    [m ]
    4642.30
    [m ]
    4660.70
    [m ]
    4839.00
    [m ]

  • 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