Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-8

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.
    30/6-8
    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.
    30/6-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    703 - 125 SP 205
    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.
    333-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.06.1982
    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.
    06.08.1982
    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.
    06.08.1984
    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.
    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.
    DRY
    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.
    121.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3600.0
    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).
    3600.0
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 32' 11.92'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 58' 20.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6711336.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    498484.70
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    77

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-8 was drilled on the Epsilon structure between the Oseberg and Brage discoveries. At the well location seismic mapping indicated structural closure at Brent Group level and below. The primary objectives were to find hydrocarbon accumulations within the Brent Group and the overlying clastic wedge of Bathonian-Callovian age. Other Jurassic sandstones were also considered as prospective targets. The well was planned to reach ca 3500 m total depth, 75m into the Statfjord Group.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-8 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 15 June 1982 and drilled to TD at 3600 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. A 17 1/2" pilot hole was drilled from 232 m to 950 m. No shallow gas was reported. No serious problems occurred while drilling. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 232 m, with seawater/hi-vis pills and Drispac from 232 m to 955 m, and with KCl/polymer mud from 955 m to TD.
    No hydrocarbon bearing sandstone intervals were encountered in this well. The only hydrocarbon indications were fluorescence and cut fluorescence in sandstone cuttings at 3560 to 3563 m in the Statfjord Group and trace fluorescence, no cut, in sidewall cores at 3147 and 3154 m in the Etive Formation. The well penetrated an Intra Heather Formation Sandstone interval (2445.5 - 2523.5 m) with 10.6 m net with average porosity of 15.7 %. A Callovian wedge (2712.5 - 3024 m) was encountered by the well, but no clastic sediments with reservoir properties were found within the wedge. A total of 147 m of Brent Group (3024 - 3171 m) sediments were encountered. Net sand was 45.9 m with an average porosity of 16.1 %. Net sand within the Cook Formation (3349.5 - 3404.5 m) was 2.8 m with average porosity of 15.8 %. The well stopped 73 m into the Statfjord Formation (3532 -3600 m) of which 21.3 m was sand with an average porosity of 10.6 %.
    The pressure regimes of the four different water saturated reservoirs were calculated from RFT-measurements. The "Intra Heather Sand" shows a normal pressure of approx. 1.03 rd. The Brent, Cook and Statfjord sand intervals have overpressures of respectively 1.08 rd, 1.15 rd and 1.16 rd.
    Four cores were cut. Core 1 was cut in the Late Jurassic Heather Formation from 2768.0 to 2786.0 m. Cores 2 and 3 were cut from 3033 to 3069.1 m in the Tarbert and Ness formations. Core 4 was cut from 3156 to 3169.9 m in the Etive Formation. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 6 August 1982 as a dry well.
    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]
    240.00
    3593.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2768.0
    2784.6
    [m ]
    2
    3033.0
    3050.9
    [m ]
    3
    3051.1
    3067.7
    [m ]
    4
    3156.0
    3168.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    63.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2772m
    Kjerne bilde med dybde: 2772-2776m
    Kjerne bilde med dybde: 2776-2780m
    Kjerne bilde med dybde: 2780-2784m
    Kjerne bilde med dybde: 2784-2785m
    2768-2772m
    2772-2776m
    2776-2780m
    2780-2784m
    2784-2785m
    Kjerne bilde med dybde: 3033-3037m
    Kjerne bilde med dybde: 3037-3041m
    Kjerne bilde med dybde: 3041-3045m
    Kjerne bilde med dybde: 3045-3049m
    Kjerne bilde med dybde: 3049-3050m
    3033-3037m
    3037-3041m
    3041-3045m
    3045-3049m
    3049-3050m
    Kjerne bilde med dybde: 3051-3055m
    Kjerne bilde med dybde: 3055-3059m
    Kjerne bilde med dybde: 3059-3063m
    Kjerne bilde med dybde: 3063-3067m
    Kjerne bilde med dybde: 3067-3067m
    3051-3055m
    3055-3059m
    3059-3063m
    3063-3067m
    3067-3067m
    Kjerne bilde med dybde: 3156-3160m
    Kjerne bilde med dybde: 3160-3164m
    Kjerne bilde med dybde: 3164-3168m
    Kjerne bilde med dybde: 3168-3168m
    Kjerne bilde med dybde: 2035-2941m
    3156-3160m
    3160-3164m
    3164-3168m
    3168-3168m
    2035-2941m
    Kjerne bilde med dybde: 2931-2933m
    Kjerne bilde med dybde: 2946-2951m
    Kjerne bilde med dybde: 2964-2964m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2931-2933m
    2946-2951m
    2964-2964m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    250.0
    [m]
    DC
    RRI
    450.0
    [m]
    DC
    RRI
    650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2045.0
    [m]
    DC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2312.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2383.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2390.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2395.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2404.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2410.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2416.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2436.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2449.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2455.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2461.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2484.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2508.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2538.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2558.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2567.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2574.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2593.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2629.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2645.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2664.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2678.8
    [m]
    SWC
    RRI
    2691.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2700.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2710.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2719.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2768.8
    [m]
    C
    RRI
    2773.6
    [m]
    C
    RRI
    2776.5
    [m]
    C
    RRI
    2784.6
    [m]
    C
    RRI
    2792.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2815.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2880.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2941.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2953.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2966.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2980.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3028.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3033.8
    [m]
    C
    RRI
    3033.9
    [m]
    C
    RRI
    3038.1
    [m]
    C
    RRI
    3046.4
    [m]
    C
    RRI
    3056.6
    [m]
    C
    RRI
    3062.2
    [m]
    C
    RRI
    3065.3
    [m]
    C
    RRI
    3072.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3079.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3099.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3114.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3123.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3135.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3147.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3167.8
    [m]
    C
    RRI
    3168.7
    [m]
    C
    RRI
    3173.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3182.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3228.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3249.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3263.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3309.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3335.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3355.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3357.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3386.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3405.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3418.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3430.0
    [m]
    DC
    RRI
    3463.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3476.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3492.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3515.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3585.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • 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
    0.16
    pdf
    0.24

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    787
    2403
    CST
    1150
    1996
    CST
    2012
    2410
    CST
    2395
    2416
    CST
    2414
    2719
    CST
    2428
    3099
    CST
    2750
    2719
    CST
    3135
    3595
    HDT
    941
    3605
    ISF LSS
    120
    3604
    LDT CNL
    941
    3605
    RFT
    2452
    3597
    VELOCITY
    670
    3587

  • 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
    232.0
    36
    232.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    941.0
    26
    955.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2403.0
    17 1/2
    2414.0
    1.79
    LOT
    OPEN HOLE
    3600.0
    12 1/4
    3600.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    980
    1.25
    55.0
    waterbased
    1350
    1.25
    44.0
    waterbased
    1960
    1.35
    44.0
    waterbased
    2180
    1.45
    22.0
    waterbased
    2420
    1.23
    35.0
    waterbased
    3100
    1.23
    35.0
    waterbased
    3430
    1.27
    12.0
    waterbased
    3560
    1.32
    40.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2769.00
    [m ]
    2772.00
    [m ]
    2778.00
    [m ]
    2783.00
    [m ]

  • 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