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

30/5-2

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.
    30/5-2
    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.
    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.
    30/5-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SH 9106- INLINE 445 & CROSSLINE 177
    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.
    861-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    79
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.10.1996
    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.
    21.12.1996
    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.
    21.12.1998
    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
    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/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.
    MIDDLE 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.
    BRENT GP
    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.
    92.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4076.0
    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).
    4075.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    139
    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° 30' 16.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 38' 12.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6707814.40
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    480053.38
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2886

  • Brønnhistorie
    Well 30/5-2 is located a few km west of the Oseberg Field in the Northern North Sea. It was drilled on the northern and down dip extension of the hydrocarbon accumulation discovered by well 30/8-1 S. The main target was the Brent deltaic sands of the Tarbert Formations. The primary objectives were to prove filling level and hydrocarbon types in a down dip (northern) direction, and to prove pressure communication and continuity with the reservoirs in 30/8-1 S. Planned TD was 50 m into the Dunlin Group.
    Operations and results
    Appraisal well 30/5-2 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 4 October 1996 and drilled to TD at 4076 m in the Early Jurassic Drake Formation. The total duration of the well was some 20 days behind schedule. The main contribution to this was time spent to cure a shallow gas source, corrective measures in conjunction with a 13 3/8" casing hanger sitting high and a stuck MDT tool. The well was drilled with spud mud and bentonite down to 1558 m, with KCl/polymer mud from 1558 m to TD.
    The main reservoir interval consisted of the Tarbert Formation, but the Ness and ORE Formations were also encountered. Gas and oil pay was interpreted below 3528.5 m in the "Tarbert 2" reservoir, approximately 58 m and 10 m respectively. The well interpretation concludes with a GDT (gas down to) situation at 3591.5 m in the Tarbert 2 reservoir and with an OUT (oil up to) at 3602 m. An OWC is indicated at 3614 m with a FWL (free water level) at about 3616.5 m. In the Ness Formation a total of 16 m pay was interpreted in channel sands. The assumed fluid in these sands is gas, but this was not conclusively proven. The ORE (Oseberg - Rannoch - Etive) Formation had 1.4 m pay interpreted, but this may be an optimistic result as it was equally likely that this could represent so-called residual hydrocarbons. The reservoir properties are considered fairly modest with porosities generally below 20 % and with core permeabilities generally in the range 1 to 100 mD. The best properties, based on MDT mobility, were found in the Tarbert 2 gas reservoir and in the water bearing Ness sand at 3720 - 3740 m.
    Three cores were cut in the Tarbert Formation from 3531 to 3632.35 m.
    The well was permanently abandoned on 21 December 1996 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were performed. DST IA tested the water zone in the interval 3623.3 - 3627.8 m. It produced water at a rate of 30 m3 /day. DST IB tested the intervals 3623.3 - 3627.8 m + 3601.3 - 3621.3 m. In the main flow, using a 32/64" choke, it produced 250 m3 water, 135 Sm3 oil, and 63000 Sm3 gas /day. The GOR was 470 Sm3/Sm3, the oil density was 0.88 g/cm3 and the gas gravity was 0.79 - 0.82 (air = 1). The initial reservoir temperature measured in this flow was 131.1 deg C. DST II tested the gas zone in the interval 3529.1 - 3591.1 m. At maximum rates in the main flow, using a 72/64" choke, this test produced 980000 Sm3 gas and 510 Sm3 oil /day. No water was produced. The GOR was 1920 Sm3/Sm3, the oil density was 0.83 g/cm3, and the gas gravity was 0.69 (air = 1). The initial reservoir temperature measured in this flow was 127.4 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    350.00
    4075.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3531.0
    3558.3
    [m ]
    2
    3558.5
    3595.4
    [m ]
    3
    3595.5
    3632.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    101.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3531-3536m
    Kjerne bilde med dybde: 3536-3541m
    Kjerne bilde med dybde: 3541-3546m
    Kjerne bilde med dybde: 3546-3551m
    Kjerne bilde med dybde: 3551-3556m
    3531-3536m
    3536-3541m
    3541-3546m
    3546-3551m
    3551-3556m
    Kjerne bilde med dybde: 3556-3558m
    Kjerne bilde med dybde: 3558-3563m
    Kjerne bilde med dybde: 3563-3568m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3578m
    3556-3558m
    3558-3563m
    3563-3568m
    3568-3573m
    3573-3578m
    Kjerne bilde med dybde: 3578-3583m
    Kjerne bilde med dybde: 3583-3588m
    Kjerne bilde med dybde: 3588-3593m
    Kjerne bilde med dybde: 3593-3595m
    Kjerne bilde med dybde: 3595-3600m
    3578-3583m
    3583-3588m
    3588-3593m
    3593-3595m
    3595-3600m
    Kjerne bilde med dybde: 3600-3605m
    Kjerne bilde med dybde: 3605-3610m
    Kjerne bilde med dybde: 3610-3615m
    Kjerne bilde med dybde: 3615-3620m
    Kjerne bilde med dybde: 3620-3625m
    3600-3605m
    3605-3610m
    3610-3615m
    3615-3620m
    3620-3625m
    Kjerne bilde med dybde: 3625-3620m
    Kjerne bilde med dybde: 3630-3632m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3625-3620m
    3630-3632m

  • 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
    DST1B
    3601.30
    3627.80
    04.12.1996 - 04:00
    YES
    DST
    DST2
    3529.00
    3591.00
    10.12.1996 - 22:12
    YES

  • 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
    17.61

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3611
    3624
    12.5
    2.0
    3566
    3590
    11.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    7.000
    24.000
    130
    2.0
    36.000
    127
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    135
    63000
    0.880
    0.710
    470
    2.0
    140
    300000
    0.830
    0.690
    2140

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MSFL DSI GR SP ACTS
    3676
    4075
    FMI GR ACTS
    3476
    4063
    LDL CNL CMR NGT ACTS
    3476
    4075
    MDT GR ACTS
    3529
    3766
    MDT GR AMS
    3566
    3621
    MRIL GR
    3510
    3660
    MWD - GR RES DIR
    118
    4076
    VSP GR
    3000
    4010

  • 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
    190.0
    36
    192.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1544.0
    17 1/2
    1558.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3476.0
    12 1/4
    3477.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    4070.0
    8 1/2
    4076.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    150
    1.14
    WATER BASED
    250
    1.20
    WATER BASED
    263
    1.64
    40.0
    WATER BASED
    300
    1.20
    11.0
    WATER BASED
    1558
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    2513
    1.41
    24.0
    WATER BASED
    3478
    1.41
    23.0
    WATER BASED
    3828
    1.64
    34.0
    WATER BASED
    4076
    1.64
    39.0
    WATER BASED
    4078
    1.64
    37.0
    WATER BASED

  • 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