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

30/6-31 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.
    30/6-31 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).
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/6-31
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CGG17M01 inline 5911
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1804-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    22
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.04.2020
    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.
    25.04.2020
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    25.04.2020
    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.
    25.04.2022
    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.
    08.08.2022
    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).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    107.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2852.0
    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).
    2830.0
    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.
    MIDDLE 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.
    NESS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 33' 12.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 52' 12.27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6713230.30
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492874.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8979

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-31 S was drilled to test the Helleneset prospect between the Oseberg and Brage fields on the Oseberg Fault block in the North Sea. The primary objective was to test the hydrocarbon potential in Callovian Intra-Heather Formation sandstones.
    Operations and results
    A shallow gas pilot hole 30/6-U-28 was spudded 18 m south of the main well location on 9 March 2020. Due to weather and other problems, this well was aborted after drilling down to 511 m. A second pilot hole (drilled with 8 ½” BHA) was then drilled from 30/6-31 S well location down to 1120 m. Based on the log interpretation, flow checks, sonar and ROV observations, there were no shallow gas observed from these pilot holes.
    Wildcat well 30/6-31 S was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 4 April 2020 and drilled to TD at 2852 m (2830.4 m TVD) in the Middle Jurassic Ness Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1120 m, with Versatec oil-based mud from 1120 m to 2649 m, and with Exploradrill oil-based mud from 2649 m to TD.
    High formation gas levels were  observed in limestones within Shetland Group in the 12 ¼” section. The limestones are correlated with Shetland limestone in Oseberg Main Field. A gas chimney is observed in the seismic, showing potential leak to overburden and which may charge the Shetland limestone at the well location.
    The targeted Jurassic Callovian syn-rift reservoir was poorly developed and appear as thin cemented sands without any indication of hydrocarbons from the logs, gas, or cuttings. A thin Tarbert Formation was drilled, and no hydrocarbon indications were encountered. The pressure measurement acquired in Heather-Callovian, Tarbert and Ness sand concluded a depleted pressure (100 bar depletion in the Ness Formation.).
    No cores were cut. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 25 April 2020 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]
    1130.00
    2850.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1130.0
    [m]
    DC
    APT
    1170.0
    [m]
    DC
    APT
    1210.0
    [m]
    DC
    APT
    1250.0
    [m]
    DC
    APT
    1290.0
    [m]
    DC
    APT
    1330.0
    [m]
    DC
    APT
    1370.0
    [m]
    DC
    APT
    1410.0
    [m]
    DC
    APT
    1450.0
    [m]
    DC
    APT
    1490.0
    [m]
    DC
    APT
    1530.0
    [m]
    DC
    APT
    1570.0
    [m]
    DC
    APT
    1610.0
    [m]
    DC
    APT
    1650.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    APT
    2100.0
    [m]
    DC
    APT
    2120.0
    [m]
    DC
    APT
    2140.0
    [m]
    DC
    APT
    2160.0
    [m]
    DC
    APT
    2180.0
    [m]
    DC
    APT
    2200.0
    [m]
    DC
    APT
    2260.0
    [m]
    DC
    APT
    2280.0
    [m]
    DC
    APT
    2300.0
    [m]
    DC
    APT
    2320.0
    [m]
    DC
    APT
    2370.0
    [m]
    DC
    APT
    2400.0
    [m]
    DC
    APT
    2430.0
    [m]
    DC
    APT
    2510.0
    [m]
    DC
    APT
    2515.0
    [m]
    DC
    APT
    2520.0
    [m]
    DC
    APT
    2525.0
    [m]
    DC
    APT
    2540.0
    [m]
    DC
    APT
    2545.0
    [m]
    DC
    APT
    2550.0
    [m]
    DC
    APT
    2555.0
    [m]
    DC
    APT
    2560.0
    [m]
    DC
    APT
    2565.0
    [m]
    DC
    APT
    2570.0
    [m]
    DC
    APT
    2575.0
    [m]
    DC
    APT
    2580.0
    [m]
    DC
    APT
    2585.0
    [m]
    DC
    APT
    2590.0
    [m]
    DC
    APT
    2595.0
    [m]
    DC
    APT
    2600.0
    [m]
    DC
    APT
    2605.0
    [m]
    DC
    APT
    2610.0
    [m]
    DC
    APT
    2620.0
    [m]
    DC
    APT
    2625.0
    [m]
    DC
    APT
    2630.0
    [m]
    DC
    APT
    2635.0
    [m]
    DC
    APT
    2640.0
    [m]
    DC
    APT
    2645.0
    [m]
    DC
    APT
    2652.0
    [m]
    DC
    APT
    2664.0
    [m]
    DC
    APT
    2670.0
    [m]
    DC
    APT
    2676.0
    [m]
    DC
    APT
    2682.0
    [m]
    DC
    APT
    2688.0
    [m]
    DC
    APT
    2694.0
    [m]
    DC
    APT
    2700.0
    [m]
    DC
    APT
    2706.0
    [m]
    DC
    APT
    2712.0
    [m]
    DC
    APT
    2718.0
    [m]
    DC
    APT
    2724.0
    [m]
    DC
    APT
    2730.0
    [m]
    DC
    APT
    2736.0
    [m]
    DC
    APT
    2742.0
    [m]
    DC
    APT
    2748.0
    [m]
    DC
    APT
    2754.0
    [m]
    DC
    APT
    2760.0
    [m]
    DC
    APT
    2766.0
    [m]
    DC
    APT
    2772.0
    [m]
    DC
    APT
    2784.0
    [m]
    DC
    APT
    2790.0
    [m]
    DC
    APT
    2796.0
    [m]
    DC
    APT
    2802.0
    [m]
    DC
    APT
    2808.0
    [m]
    DC
    APT
    2814.0
    [m]
    DC
    APT
    2820.0
    [m]
    DC
    APT
    2826.0
    [m]
    DC
    APT
    2832.0
    [m]
    DC
    APT
    2838.0
    [m]
    DC
    APT
    2844.0
    [m]
    DC
    APT
    2850.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD - AV TS
    189
    1120
    MWD - AV TS
    2649
    2852
    MWD - ES SS TS
    187
    2649
    XPT HNGS AIT PEX
    2649
    2852

  • 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
    36
    187.0
    42
    189.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    1113.0
    17 1/2
    1120.0
    1.67
    LOT
    PILOT HOLE
    1120.0
    8 1/2
    1120.0
    0.00
    LINER
    9 5/8
    2649.0
    12 1/4
    2649.0
    1.74
    LOT
    OPEN HOLE
    2852.0
    8 1/2
    2852.0
    0.00