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

30/9-1

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.
    30/9-1
    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.
    30/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    705 118 SP 332
    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.
    351-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    98
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.10.1982
    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.
    29.01.1983
    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.
    29.01.1985
    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.
    07.01.2015
    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.
    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.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2895.0
    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).
    2895.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    112
    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° 28' 25.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 52' 45.38'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6704324.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    493362.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    65

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-1 was drilled on the southeast part of the Oseberg fault block (Alpha structure) in the North Sea. The Alpha structure is an eastward tilted fault block that contains proven reserves of oil and gas in the Middle Jurassic Brent Group sandstone reservoir. The primary objective of the well was to establish the oil/water contact in this part of the structure. The well was planned to be drilled to a total depth of 2850 m, approximately 100 m into the Dunlin Group.
    Operations and results
    Appraisal well 30/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 24 October 1982 and drilled to TD at 2895 m in the Early Jurassic Drake Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater/hi-vis pills and pre-hydrated bentonite down to 969 m, with KCl/Drispac mud from 969 m to 2515 m, and with KCl/polysal mud from 2515 m to TD.
    The Brent Group was found hydrocarbon bearing from 2685 m down to 2738 m where the free water level was established. This interval comprises the whole of the Ness Formation and the uppermost 3 m of the Etive Formation. Net pay in the interval was 10.5 m. Poor oil shows were recorded on limestone cuttings in the interval 2281 to 2232 m in the uppermost Shetland Group. Good oil shows were recorded through the oil column of the reservoir. Below the contact at 2738 m, shows became weaker and patchy down to 2778 m. Below this depth only some weak shows on claystone from three sidewall cores in the interval 2872 m to 2895 m were reported.
    Seven conventional cores were cut from 2682 m at the top of the Ness formation to 2784.9 m, into the Dunlin Group shales. RFT fluid samples were taken at 2690.5 m (oil, gas, water, and filtrate), 2732.2 m (water and filtrate with small amounts of oil and gas), 2737.5 m (water and filtrate with trace oil and gas), and at 3782.2 m (water and filtrate with small amounts of oil and gas).
    The well was permanently abandoned on 29 January 1983 as an oil appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Brent Group.
    DST l (2743-2761 m) in the upper part of the Etive Formation is a combined water production/injection test. It produced 200 m3/day of water through a 44/64" choke. The first injection rate was 134 m3/day of water and the second injection rate amounted to 1170.4 m3/day) of water. Maximum temperature measured at 2740.5 m was 105.1 °C.
    DST 2 (2727 -2733 m) at the very base of the Ness Formation flowed 325 Sm3/day oil with 36507 Sm3/day of associated gas with a gravity of 0.780 (air = 1). Choke size was 28/64". The GOR was 112 Sm3/Sm3, the oil gravity was 32.2° API, and the gas gravity was 0.780 (air = 1). Maximum temperature measured at 2714.3 m was 106.6 °C.
    DST 3 (2689 – 2692 m) in the uppermost part of the Ness Formation tested 375 Sm3/day of oil and 39620 Sm3/day of gas through a 28/64" choke. The GOR was 106 Sm3/Sm3, the oil gravity was 34.9°API and the gas gravity 0.724 (air = 1). Maximum temperature measured at 2678.9 m was 105.7 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    250.00
    2895.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2681.8
    2699.0
    [m ]
    2
    2700.0
    2707.0
    [m ]
    3
    2708.5
    2713.2
    [m ]
    4
    2714.0
    2730.5
    [m ]
    5
    2737.3
    2749.9
    [m ]
    6
    2750.0
    2768.0
    [m ]
    7
    2768.0
    2784.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    92.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    330.0
    [m]
    DC
    RRI
    530.0
    [m]
    DC
    RRI
    730.0
    [m]
    DC
    RRI
    930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1666.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1915.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2110.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2115.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2215.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2290.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2320.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2406.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2415.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2422.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2433.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2452.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2465.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2477.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2485.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2494.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2505.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2514.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2528.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2540.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2560.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2569.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2580.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2592.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2605.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2615.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2624.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2635.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2649.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2659.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2672.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2682.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2693.1
    [m]
    C
    RRI
    2706.8
    [m]
    C
    RRI
    2739.7
    [m]
    C
    RRI
    2786.6
    [m]
    C
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2795.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2811.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2837.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2860.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2872.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2885.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2895.0
    [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
    DST2A
    2727.00
    2733.00
    15.01.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2689.00
    2692.00
    21.01.1983 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.08
    pdf
    3.15

  • 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
    0.17
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.45
    pdf
    23.78

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2743
    2761
    17.4
    2.0
    2727
    2733
    11.1
    3.0
    2689
    2692
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    325
    37000
    0.864
    0.780
    112
    3.0
    375
    40000
    0.850
    0.724
    105

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1300
    2485
    CST
    1720
    2514
    CST
    2505
    2895
    CST
    2520
    2885
    DLL MSFL MLL
    2495
    2870
    HDT
    1900
    2514
    HDT SHDT
    2495
    2897
    ISF LSS
    219
    965
    ISF LSS MSFL
    951
    2512
    ISF LSS MSFL EPT
    2495
    2895
    ISF LSS NGT
    2495
    2897
    LDT CNL
    951
    2507
    LDT CNL NGT EPT
    2495
    2893
    RFT
    2570
    2881
    RFT
    2729
    0
    RFT
    2732
    2737
    RFT
    2737
    0
    VELOCITY
    648
    2893

  • 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
    217.0
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    951.0
    26
    969.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2498.0
    17 1/2
    2515.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2878.0
    12 1/4
    2895.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    260
    1.05
    waterbased
    560
    1.10
    waterbased
    1300
    1.32
    waterbased
    1730
    1.44
    waterbased
    2080
    1.46
    waterbased
    2260
    1.48
    waterbased
    2560
    1.24
    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
    0.23