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

30/11-13

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.
    30/11-13
    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
    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.
    30/11-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MC3D-NVG05STZ12-PDSM-KIR-FULLSTK-FIN-D In-line: 1491 X-line: 2472
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1618-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    16
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.05.2016
    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.
    06.06.2016
    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.
    06.06.2018
    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.
    06.06.2018
    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.
    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.
    YES
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    105.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3344.0
    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).
    3342.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    123
    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° 9' 55.99'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 35' 35.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6670074.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    477415.75
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7948

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/11-13 was drilled to test the Beerensberg prospect on the eastern flank of the Fensal Sub-basin in the North Sea. The well is located 8 km southeast of the 30/11-8 S (Krafla) discovery and about 27 km south of the Oseberg South facility . The primary objective was to test the hydrocarbon potential in two reservoir units within the Middle Jurassic Tarbert Formation
    Operations and results
    Wildcat well 30/11-13 was spudded with the semi-submersible installation Songa Delta on 22 May 2016 and drilled to TD at 3344 m in the Middle Jurassic Ness Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 1318 m and with XP-07 oil based mud from 1318 m to TD.
    Top Tarbert Formation came in at 2980 m. Gas was encountered at two levels in the top part of the Tarbert formation: from 2980 to a GWC at 2984.5 m, and from 3057 m to a second GWC at 3087.7 m. In these intervals, 4 and 22 metres respectively had good to moderate reservoir properties. Some gas responses were seen also in the Ness Formation. No oil shows were seen in the well.
    No cores were cut. MDT fluid samples were taken at 2982.3 m (gas), 3058 m (gas), and 3090 m (water).
    The well was permanently abandoned on 6 June 2016 as a gas/condensate discovery.
    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]
    1340.00
    3344.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1340.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1640.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1850.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1880.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1910.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1970.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2000.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2030.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2060.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2090.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2120.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2833.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2842.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2851.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2869.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2878.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2887.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2896.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2905.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2908.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2914.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2923.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2926.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2932.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2941.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2959.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2968.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2977.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2986.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2995.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3004.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3013.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3022.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3031.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3040.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3049.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3058.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3067.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3076.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3085.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3094.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3103.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3112.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3121.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3130.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3139.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3148.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3157.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3166.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3175.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3184.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3193.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3202.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3211.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3229.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3238.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3247.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3256.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3265.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3274.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3283.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3292.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3301.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3319.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3328.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3337.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3344.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT HNGS SON SCAN
    2447
    3344
    MDT CMR
    2978
    3336
    MWD - GR RES
    171
    3344
    XL ROCK
    2981
    3316
    XPT PEX ECS CMR
    2829
    3338

  • 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
    171.0
    36
    171.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    1310.0
    17 1/2
    1318.0
    0.00
    1332.0
    0.0
    1.49
    FIT
    LINER
    9 5/8
    2829.0
    12 1/4
    2830.0
    0.00
    2833.0
    0.0
    1.50
    FIT
    OPEN HOLE
    3344.0
    8 1/2
    3344.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    134
    1.30
    9.0
    Bentonite/Polymer mud
    171
    1.04
    9.0
    Spud Mud
    1170
    1.30
    14.0
    Bentonite/Polymer mud
    1329
    1.41
    24.0
    XP-07
    2083
    1.39
    24.0
    XP-07
    2609
    1.39
    25.0
    XP-07
    2890
    1.23
    17.0
    XP-07
    3110
    1.23
    17.0
    XP-07
    3344
    1.23
    16.0
    XP-07