Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-21

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.
    30/6-21
    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.
    SUSPENDED
    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.
    30/6-21
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 82 - 321 COLUMN 379
    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.
    537-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    47
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.02.1987
    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.
    09.04.1987
    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.
    09.04.1989
    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.
    04.10.2013
    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
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    112.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3100.0
    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).
    3098.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 38' 34.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 43' 47.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6723215.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    485226.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1037

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-21 was drilled on the Alpha North structure in the Oseberg fault block. Well 30/6-7 proved oil in the Ness Formation in 1982. The main purpose of well 30/6-21 was to test the hydrocarbon content in the Oseberg Formations. The well was located in a position where it could be utilized as a subsea oil producer/PTS well.
    Operations and results
    Appraisal well 30/6-21 was spudded with the semi-submersible rig Vildkat Explorer on 22 February 1987 and drilled to TD at 3100 m in Early Jurassic rocks of the Statfjord Group. Drilling proceeded without significant problems except for some tight hole problems in the upper Oseberg Formation. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 664 m and with Enviromul oil based mud from 664 m to TD.
    Top Brent Group, Ness Formation was penetrated at 2575 m and proved to be oil filled down to top Dunlin at 2670.5 m. This was a down-to oil contact. The RFT data showed a fluid density of .66 g/cc. The Ness Formation proved not to be a reservoir rock due to lack of sand, while the Oseberg Formation had a net/gross ratio close to 1.0. The Cook- and Statfjord formations were both water filled.
    Four cores were cut from 2563 m at base Shetland to 2669 m at top Dunlin with close to 100% recovery. RFT fluid samples were taken at 2590 m, 2619 m, and 2660 m.
    The well was suspended on 9 April 1987 as an oil appraisal well.
    Testing
    One Drill Stem Test was performed in the interval 2645 to 2657 m in the Oseberg Formation. It produced 342 Sm3 oil and 50885 Sm3 gas /day through a 9.5 mm choke. The GOR was 149 Sm3/Sm3, the oil density was 0.847, and the gas gravity was 0.724 (air = 1). The test temperature was 106.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    660.00
    3100.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2563.0
    2580.3
    [m ]
    2
    2581.0
    2596.7
    [m ]
    3
    2597.0
    2651.9
    [m ]
    4
    2652.0
    2668.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    104.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2568-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2578m
    Kjerne bilde med dybde: 2578-2580m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2586m
    Kjerne bilde med dybde: 2586-2591m
    2568-2573m
    2573-2578m
    2578-2580m
    2581-2586m
    2586-2591m
    Kjerne bilde med dybde: 2591-2596m
    Kjerne bilde med dybde: 2598-2599m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2602m
    Kjerne bilde med dybde: 2602-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2607-2612m
    2591-2596m
    2598-2599m
    2597-2602m
    2602-2607m
    2607-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2612-2617m
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2622-2627m
    Kjerne bilde med dybde: 2627-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2627-2632m
    2612-2617m
    2617-2622m
    2622-2627m
    2627-2632m
    2627-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2632-2637m
    Kjerne bilde med dybde: 2637-2642m
    Kjerne bilde med dybde: 2642-2647m
    Kjerne bilde med dybde: 2647-2651m
    Kjerne bilde med dybde: 2652-2657m
    2632-2637m
    2637-2642m
    2642-2647m
    2647-2651m
    2652-2657m
    Kjerne bilde med dybde: 2657-2662m
    Kjerne bilde med dybde: 2662-2667m
    Kjerne bilde med dybde: 2667-2668m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2657-2662m
    2662-2667m
    2667-2668m

  • 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
    2645.50
    2657.50
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.38
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.57
    pdf
    3.49

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2646
    2658
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    106
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    342
    51000
    0.847
    0.724
    149

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CET GR
    2393
    2770
    CBL VDL GR
    1275
    1701
    CBL VDL GR
    2135
    2543
    CST
    2672
    3094
    DIL LSS GR
    2600
    3105
    DIL LSS GR CAL
    650
    2564
    DITE SDT GR
    2543
    2671
    EPT
    2545
    2930
    LDL CNL GR
    2234
    2673
    LDL CNL NGT GR CAL
    2540
    3106
    MWD - GR RES
    137
    1720
    RFT
    2578
    2660
    RFT
    2590
    0
    RFT
    2590
    2665
    RFT
    2617
    3093
    RFT
    2619
    0
    RFT
    2660
    0
    VSP
    1230
    1720

  • 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
    221.0
    36
    225.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    650.0
    26
    665.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1704.0
    17 1/2
    1720.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2543.0
    12 1/4
    2560.0
    1.60
    LOT
    LINER
    7
    2856.0
    8 1/2
    3100.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    130
    1.50
    35.0
    11.0
    OIL BASED
    16.03.1987
    225
    1.05
    WATER
    23.02.1987
    225
    0.00
    WATER
    24.02.1987
    300
    1.00
    OIL BASED
    08.04.1987
    300
    1.00
    OIL BASED
    13.04.1987
    453
    1.06
    WATER
    25.02.1987
    615
    1.17
    WATER
    26.02.1987
    664
    1.35
    WATER
    27.02.1987
    664
    0.00
    34.0
    16.0
    OIL
    02.03.1987
    727
    1.35
    34.0
    16.0
    OIL
    02.03.1987
    1115
    1.36
    35.0
    14.0
    OIL
    02.03.1987
    1115
    0.00
    32.0
    13.0
    OIL
    03.03.1987
    1288
    1.36
    37.0
    13.0
    OIL
    04.03.1987
    1351
    1.35
    34.0
    12.0
    OIL
    05.03.1987
    1720
    1.36
    32.0
    12.0
    OIL
    06.03.1987
    1720
    0.00
    28.0
    9.0
    OIL
    09.03.1987
    1723
    1.50
    34.0
    11.0
    OIL
    10.03.1987
    2009
    1.49
    33.0
    11.0
    OIL
    11.03.1987
    2347
    1.49
    34.0
    12.0
    OIL
    12.03.1987
    2560
    1.50
    35.0
    11.0
    OIL BASED
    13.03.1987
    2560
    1.35
    23.0
    8.0
    OIL BASED
    16.03.1987
    2652
    1.36
    20.0
    7.0
    OIL BASED
    17.03.1987
    2669
    1.37
    21.0
    7.0
    OIL BASED
    18.03.1987
    2734
    1.36
    20.0
    6.0
    OIL BASED
    19.03.1987
    2799
    1.25
    19.0
    5.0
    OIL BASED
    25.03.1987
    2799
    1.25
    19.0
    5.0
    OIL BASED
    26.03.1987
    2799
    1.25
    20.0
    5.0
    OIL BASED
    30.03.1987
    2799
    1.25
    19.0
    6.0
    OIL BASED
    30.03.1987
    2799
    1.25
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    01.04.1987
    2799
    1.25
    21.0
    6.0
    OIL BASED
    01.04.1987
    2799
    1.25
    21.0
    5.0
    OIL BASED
    02.04.1987
    2799
    1.26
    22.0
    5.0
    OIL BASED
    03.04.1987
    2799
    1.25
    22.0
    6.0
    OIL BASED
    06.04.1987
    2799
    1.25
    22.0
    8.0
    OIL BASED
    06.04.1987
    2799
    1.25
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    07.04.1987
    2856
    1.37
    21.0
    6.0
    OIL BASED
    24.03.1987
    2860
    1.37
    20.0
    6.0
    OIL BASED
    3025
    1.37
    20.0
    7.0
    OIL BASED
    20.03.1987
    3100
    1.37
    21.0
    7.0
    OIL BASED
    5810
    1.35
    23.0
    8.0
    OIL BASED
    16.03.1987

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22