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

30/11-3

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.
    30/11-3
    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
    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.
    30/11-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    81205 SP 554
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    354-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    118
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.11.1982
    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.
    14.03.1983
    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.
    14.03.1985
    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.
    13.08.2015
    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/GAS SHOWS
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    112.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4662.0
    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).
    4660.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    141
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 2' 38.59'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 15.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6656563.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    474243.25
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    62

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/11-3 was drilled in the Fensal sub-basin in an area east of the Frigg and Odin Fields in the North Sea. The primary objective was to test Middle Jurassic sandstones of the Brent Group and Early Jurassic sandstones of the Statfjord Group in a westward tilted horst block.
    The well is type well for the Hardråde Formation and reference well for the Svarte, Tryggvason and Kyrre formations.
    Operations and results
    Wildcat well 30/11-3 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 17 November 1982 and drilled to TD at 4662 m in the Early Jurassic Statfjord Group. When entering sandstones in the Statfjord Group at 4637 m the well kicked, probably due to overpressured gas. After efforts to stabilise the well the decision was made to abandon the well before a full evaluation of the Statfjord Group had been made. The well was drilled with spud mud down to 640 m, with KCl/polymer mud from 640 m to 3053 m, and with Drispac/lignosulphonate - gel/Resinex mud from 3053 m to TD.
    Well 30/11-3 encountered reservoir quality sands in the Tertiary (Frigg Formation and Heimdal Formation) and in the Jurassic (Brent Group and Statfjord Group). Oil saturations were seen in several thin sands in the Brent Group between 3434 m and 4025 m. Core and log evaluation indicated that these were probably due to residual oil only (saturations below a cut-off value of 50%). True oil shows were recorded intermittently only between 3434 m and 3600 m. Possible pay zones with reasonable porosity and permeability would be thin, with a net of only 13 m based on petrophysical evaluation. Log evaluation also indicated high gas saturations (up to more than 80%) in the Statfjord Group. However, due to the short penetration of this reservoir, the significance of this discovery could not be assessed and the hydrocarbon contact was not be established. The well penetrated an unexpected thickness of sealing Dunlin Group shales, which were considered positive for the Statfjord Group prospects.
    Two cores were cut in succession in the interval 3445 m to 3478 m with 100% recovery. RFT fluid samples were taken at 3454 m (water + trace oil) and 3667 m (water).
    The well was permanently abandoned on 14 March 1983 as a dry well with shows.
    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]
    260.00
    4662.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3445.0
    3459.8
    [m ]
    2
    3460.0
    3478.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    33.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1909.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1936.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1963.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2017.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2044.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2071.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2098.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2125.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2152.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2179.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2206.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2233.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2287.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2314.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2344.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2371.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2398.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2425.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2452.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2479.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2506.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2533.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2587.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2605.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2623.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3446.9
    [m]
    C
    SPT
    3449.9
    [m]
    C
    SPT
    3452.5
    [m]
    C
    SPT
    3459.2
    [m]
    C
    SPT
    3799.0
    [m]
    DC
    OD
    3808.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.78
    pdf
    0.58

  • 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
    0.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.34
    pdf
    7.73

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    137
    2003
    CBL VDL
    1440
    3041
    CST
    0
    0
    DLL MSFL GR
    3041
    3798
    DLL MSFL GR
    4600
    4659
    HDT
    3041
    4475
    ISF BHC GR MSFL
    4400
    4655
    ISF BHC GR SP
    115
    1994
    ISF BHC GR SP
    137
    639
    ISF BHC GR SP
    627
    1114
    ISF BHC GR SP
    1994
    3052
    ISF BHC GR SP
    3041
    3801
    ISF BHC GR SP
    3400
    4473
    LDL CNL GR CAL
    115
    1994
    LDL CNL GR CAL
    235
    639
    LDL CNL GR CAL
    627
    1114
    LDL CNL GR CAL
    1994
    3032
    LDL CNL NGS CAL
    3041
    3802
    RFT
    3464
    3754
    VELOCITY
    639
    3345

  • 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
    236.0
    36
    248.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    627.5
    26
    640.0
    1.23
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1994.0
    17 1/2
    2023.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3041.0
    12 1/4
    3053.0
    1.83
    LOT
    OPEN HOLE
    4000.0
    8 1/2
    4662.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    148
    1.06
    waterbased
    870
    1.16
    waterbased
    1450
    1.17
    waterbased
    2190
    1.21
    waterbased
    3050
    1.40
    waterbased
    3800
    1.31
    waterbased
    4000
    1.30
    waterbased
    4662
    1.60
    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