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

30/3-10 S

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.
    30/3-10 S
    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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    30/3-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST04M12-inline 900 & crossline 1477.seismic 3D survey
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1230-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.
    14.02.2009
    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.
    29.04.2009
    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.
    29.04.2011
    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.
    29.04.2011
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    122.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4168.0
    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).
    3962.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    44
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    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° 47' 43.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 41' 11.8'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6740200.34
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    482940.39
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6045

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/3-10 S is located in the Northern North Sea at the eastern flank of the Central Viking Graben, SE of the Huldra Field. The 30/3-10 S well was the second well to be drilled on the Canon structure. The Discovery well 30/3-9 was the first. The main objective of the well was to appraise hydrocarbons within the Brent Group of Jurassic age and prove additional hydrocarbons in the Statfjord Formation of Jurassic-Triassic age. Further objectives were to verify reservoir properties, fluid contacts, and fluid properties and to test up flank erosion of the Brent Group. Planned TD was 50 m into the Lunde Formation of the Triassic prognosed at 4298 m TVD RKB.
    Operations and results
    Appraisal well 30/3-10 S was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 14 February 2009 and drilled to TD at 4168 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. No overpressured shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the 36" and the 26" holes. The well was drilled vertical down to 2850 m before deviation was initiated. It was drilled with Spud mud down to 1412 m, with Versatec OBM from 1412 m to 3672 m, and with Versatherm OBM from 3672 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, and Jurassic age. The top Brent Group was encountered at 3737 m, 75 m TVD shallow compared to the prognosis. It was 12 m TVD thick only and consisted of Ness Formation only. The top Statfjord Formation was penetrated approximately 224 m shallower than prognosis. The Brent Group proved as expected gas with a fluid gradient of 0.29 bar/m. No gas/water contact was observed. The Statfjord Formation proved to be water bearing.
    High gas readings with peaks above 20% were recorded below 1800 m, with the highest levels seen in the Late Cretaceous Jorsalfare Formation. The lithology associated with the gas peaks was typically claystones with stringers of limestone/possible sandstones. No visible oil shows above the OBM were reported from the well.
    No cores were cut. MDT fluid samples were collected in the Ness Formation at 3741.7 m, at 3749.65 m, and at 3754.88 m. The Quicksilver probe (PQ) was used for the sampling. The well was permanently abandoned on 29 April 2009 as a gas/condensate appraisal 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]
    1420.00
    4161.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2450.0
    [m]
    DC
    RPS ENER
    2470.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2490.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2510.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2530.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2550.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2570.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2590.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2610.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2630.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2650.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2670.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2690.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2710.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2730.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2750.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2770.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2790.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2810.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2830.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2850.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2870.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2890.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2910.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2930.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2950.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2970.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    2990.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3010.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3030.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3050.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3070.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3090.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3110.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3130.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3150.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3170.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3190.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3210.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3230.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3250.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3270.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3290.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3310.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3330.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3350.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3370.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3390.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3410.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3430.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3450.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3480.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3490.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3510.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3530.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3550.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3570.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3590.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3610.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3630.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3650.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3670.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3678.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3690.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3702.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3711.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3723.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3732.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3738.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3750.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3780.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3789.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3798.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3825.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3837.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3852.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3861.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3870.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3873.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3897.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3924.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3942.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3954.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3963.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3972.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    3981.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4008.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4017.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4026.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4035.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4038.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4044.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4053.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4062.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4071.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4077.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4089.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4098.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4116.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4122.0
    [m]
    DC
    RPS EN
    4140.0
    [m]
    DC
    RPS EN

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.08

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX ECS HNGS
    3945
    4131
    AIT PEX ECS HNGS CMR+ GR
    0
    0
    AIT PEX ECS HNGS GR
    3669
    3945
    DSI OBMI2 GR
    3750
    3945
    LWD - ARC GR RES ECD DIR
    2465
    3672
    LWD - DIR
    140
    200
    LWD - GR RES ECD DIR
    200
    2122
    LWD - IMP STET PWD ADN
    3945
    4168
    LWD - TELE STET GR RES ECD DIR
    3672
    3945
    MDT CMR GR
    3715
    3902
    MDT GR
    3741
    3749
    MDT GR
    3749
    3749
    MDT GR
    3958
    3958
    MDT GR
    4033
    4099
    VIVSP
    1237
    3750
    WAVSP
    0
    0

  • 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
    200.0
    36
    200.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1402.0
    26
    1412.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    14
    2452.0
    17 1/2
    2465.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    3670.0
    12 1/4
    3945.0
    2.05
    LOT
    LINER
    7
    3944.0
    8 1/2
    3945.0
    2.10
    LOT
    OPEN HOLE
    4168.0
    6
    4168.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    632
    1.64
    30.0
    Versatec
    1450
    1.55
    32.0
    Versatec
    2122
    1.61
    34.0
    Versatec
    2262
    1.61
    34.0
    Versatec
    2440
    1.64
    25.0
    Versatec
    2465
    1.64
    34.0
    Versatec
    2757
    1.75
    38.0
    Versatec
    3004
    1.76
    38.0
    Versatec
    3484
    1.82
    38.0
    Versatec
    3673
    1.82
    37.0
    Versatec
    3689
    1.87
    60.0
    Versatherm
    3871
    1.87
    60.0
    Versatherm
    3945
    1.90
    62.0
    Versatherm
    3945
    2.00
    72.0
    Versatherm
    3945
    1.90
    60.0
    Versatherm
    4037
    2.00
    67.0
    Versatherm
    4115
    2.00
    66.0
    Versatherm
    4168
    1.98
    71.0
    Versatherm
    4168
    2.00
    66.0
    Versatherm