Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-10 A

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.
    30/6-10 A
    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.
    30/6-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    913 133 SP 615
    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.
    360-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    92
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.12.1982
    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.
    03.03.1983
    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.
    03.03.1985
    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.
    29.03.2014
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2665.0
    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).
    2577.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    39
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    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° 36' 29.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 46' 24.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6719328.26
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    487600.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    56

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-10 A is a sidetrack to appraisal well 30/6-10 on the Alfa structure on the Oseberg Field in the North Sea. The primary well found oil and gas all through the Brent Group with a gas/oil contact at 2520 m, but no oil water contact. The main objective was to further define the gas/oil contact and to perform drill stem tests over the reservoir. The well was planned to penetrate the Brent reservoir approximately 300 m west of the original hole.
    Operations and results
    Appraisal well 30/6-10 A was sidetracked on 2 December 1982 through a milled window in the 13 3/8" casing at 1788 to 1803 m in the primary well bore. The sidetrack was drilled with the semi-submersible installation Treasure Scout to 2665 m (2577 m TVD) in the Early Jurassic Drake Formation. At 2657 m bad weather came up and caused some problems and down time. The pipe got stuck at TD but was worked free after 32.5 hrs using pipe lax, Imco spot and diesel. Otherwise the sidetrack was drilled with KCl/polymer mud from kick-off to TD.
    First oil shows were seen in cuttings from limestone stringers in the Balder Formation at 2015 m. Oil shows on limestone cuttings continued down through the Shetland Group to top Heather Formation at 2448 m. The Brent Group interval from 2480 - 2608.5 m (2429 - 2531 m TVD) was found hydrocarbon bearing over the entire interval with the free gas/oil contact based on RFT pressure gradients at 2594 m (2520 m TVD) in the Ness Formation. No oil/water contact was found. The net pay in the Brent Group was calculated to be 58 m with average porosity of 24.4% and average water saturation of 27%. The net/gross ratio in 30/6-10 A is higher than in 30/6-10 due to a better sand development in the Ness Formation.
    A total of 10 cores were cut from 2467 m in the lower part of the Heather Formation, through the Ness Formation and into the oil zone of the Etive Formation at 2606.5 m. When coring the last core the inner barrel parted in two and part of the core was washed away by the mud. Only 21.6% of this core was recovered, and relating this part to any specific depth proved to be impossible. The part recovered was sandstone with good oil shows. Segregated RFT samples were taken at 2605.5 m (gas, oil and solids), 2596 m (gas, oil and solids), and 2592 m (gas and condensate with traces of oil) .
    The well was permanently abandoned on 3 March 1982 as a gas and oil appraisal well.
    Testing
    Four production tests were performed, three in the gas zone and one in the oil zone.
    DST1 from 2600 to 2602 m (2524.75 m to 2526.25 m TVD) at the base of the Etive Formation tested 563 Sm3/day of oil and 78820 Sm3 gas through a 32/64" choke. Oil gravity was 35.7 deg API and gas gravity was 0.685 (air=l). GOR was 140 Sm3/Sm3. Down hole temperature was 100.7 deg C at gauge depth 2513.5 m TVD.
    DST2 from 2587 to 2590 m (2514 to 2516.5 m TVD) in the middle of the Etive Formation tested 181 Sm3 /day of condensate and 546190 Sm3 /day of gas through a 40/64" choke. Condensate gravity was 58.7 deg API and gas gravity was 0.660 (air = 1). GOR was 3030 Sm3/Sm3. Down hole temperature was 102.2 deg C at gauge depth 2513.7 m TVD.
    DST3 from 2546 to 2555 m (2481 - 2489 m TVD) in the lower Ness Formation tested 170 Sm3 /day) of condensate and 551850 Sm3/day of gas through a 40/64" choke. Condensate gravity was 60.2 deg API and gas gravity was 0.655 (air=1). GOR was 3246 Sm3/Sm3. Down hole temperature was 101 deg C at gauge depth 2471 m TVD.
    DST4 from 2480.5 to 2486.5 m (2430 - 2435 m TVD) in the Upper Ness Formation tested 254 Sm3/day of condensate and 798500 Sm3 /day of gas through a 64/6 4" choke. Condensate gravity was 60.2 API and gas gravity 0.665. GOR was 3143 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1800.00
    2665.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2467.0
    2475.7
    [m ]
    2
    2477.5
    2495.6
    [m ]
    3
    2496.0
    2512.8
    [m ]
    4
    2515.0
    2519.7
    [m ]
    5
    2520.0
    2535.9
    [m ]
    6
    2537.0
    2546.0
    [m ]
    7
    2546.0
    2561.2
    [m ]
    8
    2563.7
    2573.2
    [m ]
    9
    2574.5
    2587.9
    [m ]
    10
    2602.6
    2606.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    115.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2467-2471m
    Kjerne bilde med dybde: 2471-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2476m
    Kjerne bilde med dybde: 2477-2481m
    Kjerne bilde med dybde: 2481-2485m
    2467-2471m
    2471-2475m
    2475-2476m
    2477-2481m
    2481-2485m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2489-2493m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2496-2500m
    Kjerne bilde med dybde: 2500-2504m
    2485-2489m
    2489-2493m
    2493-2495m
    2496-2500m
    2500-2504m
    Kjerne bilde med dybde: 2504-2508m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2512m
    Kjerne bilde med dybde: 2512-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2519m
    2504-2508m
    2508-2512m
    2512-2513m
    2525-2519m
    2519-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2524-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2528-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2535m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2541m
    2520-2524m
    2524-2528m
    2528-2532m
    2532-2535m
    2537-2541m
    Kjerne bilde med dybde: 2541-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2548m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2558m
    2541-2545m
    2545-2548m
    2546-2550m
    2550-2554m
    2554-2558m
    Kjerne bilde med dybde: 2558-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2563-2567m
    Kjerne bilde med dybde: 2567-2571m
    Kjerne bilde med dybde: 2571-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2578m
    2558-2561m
    2563-2567m
    2567-2571m
    2571-2573m
    2574-2578m
    Kjerne bilde med dybde: 2578-2582m
    Kjerne bilde med dybde: 2582-2586m
    Kjerne bilde med dybde: 2586-2587m
    Kjerne bilde med dybde: 2602-2606m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2578-2582m
    2582-2586m
    2586-2587m
    2602-2606m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2469.5
    [m]
    C
    RRI
    2472.4
    [m]
    C
    RRI
    2490.3
    [m]
    C
    RRI
    2496.6
    [m]
    C
    RRI
    2512.8
    [m]
    C
    RRI
    2528.4
    [m]
    C
    RRI
    2541.8
    [m]
    C
    RRI
    2557.7
    [m]
    C
    RRI
    2565.5
    [m]
    C
    RRI
    2582.3
    [m]
    C
    RRI

  • 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
    TEST1
    2600.00
    2602.00
    07.02.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2446.00
    2555.00
    18.02.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    2480.00
    2487.00
    22.02.1983 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44
    pdf
    0.61
    pdf
    11.79
    pdf
    0.52

  • 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
    0.18
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.12
    pdf
    21.49

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2600
    2602
    12.7
    2.0
    2587
    2590
    15.8
    3.0
    2446
    2555
    15.8
    4.0
    2480
    2487
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    563
    79000
    0.850
    0.685
    140
    2.0
    181
    546000
    0.740
    0.660
    3017
    3.0
    170
    552000
    0.740
    0.660
    3246
    4.0
    254
    799000
    0.740
    0.664
    3143

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MSFL
    2340
    2648
    FDC CNL
    1768
    2650
    HDT
    1786
    2654
    ISF SON
    1786
    2654
    NGT
    2330
    2640
    RFT
    2481
    2607
    RFT
    2592
    2592
    RFT
    2605
    2605

  • 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
    219.0
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    949.0
    26
    970.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1788.0
    17 1/2
    1803.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2138.0
    17 1/2
    2432.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2652.0
    12 1/4
    2656.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2020
    1.35
    54.0
    waterbased
    2630
    1.36
    53.0
    waterbased
    2650
    1.32
    55.0
    waterbased