Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-10

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
    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.
    348-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.10.1982
    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.
    02.12.1982
    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.
    02.12.1984
    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").
    2656.0
    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).
    2656.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    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.
    92

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-10 was drilled to appraise the hydrocarbon potential in the Alfa structure on the Oseberg Field in the North Sea. The main objective was to define the gas/oil contact and to obtain cores from this zone.
    Operations and results
    Appraisal well 30/6-10 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Scout on 4 October 1982 and drilled to TD at 2656 m in the Early Jurassic Drake Formation. Some problems were encountered while running both 20" and 13 3/8" casing. The drill string got stuck at 1992 m and leakages in the BOP stack after installing the 13 3/8" casing also occurred. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 970 m and with KCl/polymer mud from 970 m to TD. At 1992 m 15 m3 diesel and 15.9 m3 Imco spot was pumped to free the pipe.
    First oil show in the well was recorded at 1980 m in limestone stringers at top Balder Formation level. Poor oil shows were recorded in the intervals 2030 to 2100 m and 2215 m to 2253 m. Good oil shows were recorded on cuttings from marls and limestones in the Shetland Group from 2253 m to 2380 m, then again poor shows were recorded down to top of the Brent Group at 2457 m. The well encountered oil and gas in Middle Jurassic Brent sandstones. The Brent Group was found hydrocarbon bearing over the entire 118 m interval. Net pay was 37.3 m with 23.3 % average porosity and 23.9% average water saturation. The gas/oil contact was found from RFT pressure gradients to be at 2520 m in the Ness Formation, but no oil/water contact was encountered.
    A total of eleven conventional cores were cut from the top of the Ness Formation and down into the Dunlin Group shales. Driller depths through the cored section are 0.0 to 2.5m deeper than logger's depth. The estimated gas/oil contact is captured in core number 6. Segregated RFT samples were taken at 2546.1 m (gas, oil and filtrate), 2555.5 m (gas, oil and filtrate), and 2467.5 m (gas and filtrate).
    The well was plugged back on 2 December 1982 for sidetracking to well 30/6-10 A.
    Testing
    No drill stem test was performed, instead testing was to be done in the 30/6-10 A sidetrack.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    2655.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2461.0
    2475.0
    [m ]
    2
    2475.0
    2488.1
    [m ]
    3
    2493.0
    2502.0
    [m ]
    4
    2503.0
    2509.5
    [m ]
    5
    2510.0
    2517.2
    [m ]
    6
    2517.2
    2528.4
    [m ]
    7
    2530.0
    2548.0
    [m ]
    8
    2548.0
    2551.0
    [m ]
    9
    2553.0
    2554.4
    [m ]
    10
    2554.5
    2572.5
    [m ]
    11
    2572.5
    2590.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    119.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2461-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2469m
    Kjerne bilde med dybde: 2469-2473m
    Kjerne bilde med dybde: 2473-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2479m
    2461-2465m
    2465-2469m
    2469-2473m
    2473-2475m
    2475-2479m
    Kjerne bilde med dybde: 2479-2483m
    Kjerne bilde med dybde: 2483-2487m
    Kjerne bilde med dybde: 2487-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2497m
    Kjerne bilde med dybde: 2497-2501m
    2479-2483m
    2483-2487m
    2487-2488m
    2493-2497m
    2497-2501m
    Kjerne bilde med dybde: 2501-2502m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2507m
    Kjerne bilde med dybde: 2507-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2510-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2517m
    2501-2502m
    2503-2507m
    2507-2509m
    2510-2514m
    2514-2517m
    Kjerne bilde med dybde: 2517-2521m
    Kjerne bilde med dybde: 2521-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2538m
    2517-2521m
    2521-2525m
    2525-2528m
    2530-2534m
    2534-2538m
    Kjerne bilde med dybde: 2538-2542m
    Kjerne bilde med dybde: 2542-2546m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2548m
    Kjerne bilde med dybde: 2548-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2553-2554m
    2538-2542m
    2542-2546m
    2546-2548m
    2548-2551m
    2553-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2558m
    Kjerne bilde med dybde: 2558-2562m
    Kjerne bilde med dybde: 2562-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2572m
    2554-2558m
    2558-2562m
    2562-2566m
    2566-2570m
    2570-2572m
    Kjerne bilde med dybde: 2572-2576m
    Kjerne bilde med dybde: 2576-2580m
    Kjerne bilde med dybde: 2580-2584m
    Kjerne bilde med dybde: 2584-2588m
    Kjerne bilde med dybde: 2588-2590m
    2572-2576m
    2576-2580m
    2580-2584m
    2584-2588m
    2588-2590m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2385.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2396.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2398.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2402.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2406.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2410.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2413.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2415.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2417.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2419.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2420.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2434.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2445.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2454.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2465.0
    [m]
    C
    RRI
    2469.9
    [m]
    C
    RRI
    2472.5
    [m]
    C
    RRI
    2473.0
    [m]
    C
    RRI
    2477.3
    [m]
    C
    RRI
    2479.5
    [m]
    C
    RRI
    2480.2
    [m]
    C
    RRI
    2485.3
    [m]
    C
    RRI
    2486.8
    [m]
    C
    RRI
    2606.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2627.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2638.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2647.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2655.0
    [m]
    SWC
    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
    RFT2
    2467.50
    0.00
    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
    0.18
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.29
    pdf
    21.49

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1200
    2134
    CST
    1227
    2420
    CST
    2412
    2653
    DLL MSFL
    2370
    2650
    HDT
    1932
    2650
    ISF LSS
    132
    2652
    LDT CNL
    950
    2652
    NGT
    2138
    2652
    RFT
    2458
    2574
    RFT
    2467
    2467
    RFT
    2521
    2522
    VELOCITY
    310
    2654

  • 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
    2138.0
    17 1/2
    2432.0
    1.79
    LOT
    OPEN HOLE
    2656.0
    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
    300
    1.10
    40.0
    waterbased
    1000
    1.20
    40.0
    waterbased
    1520
    1.30
    45.0
    waterbased
    2020
    1.35
    54.0
    waterbased
    2630
    1.36
    53.0
    waterbased

  • 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