Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-13

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.
    30/6-13
    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).
    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.
    SUSPENDED
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    30/6-13
    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.
    366-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.03.1983
    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.
    14.05.1983
    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.
    14.05.1985
    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.
    19.12.2007
    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
    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).
    25.0
    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").
    2775.0
    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).
    2775.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    107
    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° 33' 14.59'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 21.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6713288.65
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490276.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-13 is a replacement for the 30/6-12 well, which was terminated in Pliocene sediments due to technical problems. The appraisal well 30/6-13 was drilled in a down flank position on the Alpha block east of the 30/6-1 Oseberg Discovery well, which tested gas in the Middle Jurassic Brent Group. The main objectives of the well were to confirm the reserves of hydrocarbons, to prove oil in the Etive Formation, to define and refine the geological model for the Alpha structure, to obtain core from the Brent Group, and to do a water injection test in the oil zone. The well was planned to be drilled 50 m into the Drake Formation to a total depth of 2764+/- 50 m.
    Operations and results
    Well 30/6-13 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on a location ca 40 m to the south-east of well 30/6-12, on 11 March 1983. It was drilled to TD at 2775 m in the Early Jurassic Drake Formation. No major problems occurred during drilling. The well was drilled with spud mud down to 613 m and with a KCl/polymer mud from 613 m to TD. A pill of Imco-spot/Pipelax 140 bbl pill with 50 bbl diesel was spotted from 1410 m to 1525 m to free the 13 3/8" casing, which was stuck. The casing got free and was cemented with shoe at 1705 m.
    The well encountered hydrocarbons from 2571 to 2671 m in the Middle Jurassic Brent Group sandstones. No other hydrocarbon bearing reservoirs were encountered. Oil shows reported from limestone stringers in the interval 2120 - 2325 m in the Paleocene and Late Cretaceous were considered uninteresting.
    A total of nine cores were cut continuously from the Ness Formation to the Dunlin Group shales. One successful segregated RFT fluid sample was obtained at 2661.5 m (3 l oil and 0.57 Sm3 gas).
    The well was permanently abandoned on 14 May 1983 as an oil/gas appraisal well.
    Testing
    Three DST's were performed in the Brent Group.
    DST 1 was a combined production and injection test in the Etive Formation at 2640 - 2650 m. The test produced 450 Sm3 oil and 57766 Sm3 gas /day through a 28/64" choke. The GOR was 128 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 34.3 deg API. The CO2 content was 0.9 %, and the H2S content was 0.3 ppm. The maximum injection rate was 1586 m3 in the water injection test. The bottom hole temperature was 103.9 deg C.
    DST 2 tested the interval 2596 - 2601 m in the Ness Formation. It produced 424 Sm3 oil and 43608 Sm3 gas /day through a 28/64" choke. The GOR was 103 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 35.1 deg API. The CO2 content was 1 % and the H2S content was 0 ppm. The bottom hole temperature was 101.9 deg C.
    DST 3 tested the interval 2573.5 - 2579.5 m in the Ness Formation. It produced 428 Sm3 oil and 42192 Sm3 gas /day through a 28/64" choke. The GOR was 99 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 35.8 deg API. The CO2 content was 1 % and the H2S content was 0 ppm. The bottom hole temperature was 101.7 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    2775.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2584.0
    2599.6
    [m ]
    2
    2599.9
    2616.4
    [m ]
    3
    2616.5
    2619.7
    [m ]
    4
    2623.0
    2629.1
    [m ]
    6
    2642.0
    2645.7
    [m ]
    7
    2646.0
    2654.9
    [m ]
    8
    2654.0
    2669.6
    [m ]
    9
    2669.0
    2672.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    72.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2584-2588m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2594-2598m
    Kjerne bilde med dybde: 2599-2599m
    Kjerne bilde med dybde: 2599-2604m
    2584-2588m
    2589-2593m
    2594-2598m
    2599-2599m
    2599-2604m
    Kjerne bilde med dybde: 2604-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2609-2613m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2616m
    Kjerne bilde med dybde: 2616-2619m
    Kjerne bilde med dybde: 2623-2628m
    2604-2608m
    2609-2613m
    2614-2616m
    2616-2619m
    2623-2628m
    Kjerne bilde med dybde: 2628-2629m
    Kjerne bilde med dybde: 2642-2645m
    Kjerne bilde med dybde: 2646-2651m
    Kjerne bilde med dybde: 2651-2654m
    Kjerne bilde med dybde: 2654-2659m
    2628-2629m
    2642-2645m
    2646-2651m
    2651-2654m
    2654-2659m
    Kjerne bilde med dybde: 2659-2660m
    Kjerne bilde med dybde: 2669-2672m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2659-2660m
    2669-2672m

  • 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
    DST1
    2640.00
    2650.00
    27.04.1983 - 00:00
    YES

  • 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
    222.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    600.0
    26
    613.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1705.0
    17 1/2
    1725.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2762.0
    12 1/4
    2775.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2640
    2650
    11.1
    2.0
    2596
    2601
    11.1
    3.0
    2573
    2580
    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
    450
    58000
    0.852
    0.680
    128
    2.0
    423
    44000
    0.852
    0.680
    102
    3.0
    428
    42000
    0.847
    0.680
    99

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    2305
    2672
    CST
    2404
    2649
    DLL MSFL GR CAL
    2260
    2700
    EPT PDC
    2550
    2766
    ISF LSS GR SP
    600
    1698
    ISF LSS GR SP
    1703
    2778
    LDT CAL GR
    600
    1698
    LDT CNL CAL GR
    1703
    2779
    NGT
    2250
    2763
    RFT
    2290
    2370
    RFT
    2573
    2598
    RFT
    2600
    2668
    RFT
    2613
    2613
    RFT
    2661
    2661
    RFT
    2687
    2587
    SHDT
    1980
    2773
    VELOCITY
    315
    2780

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.34

  • 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
    0.20
    pdf
    0.29

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    185
    1.05
    100.0
    waterbased
    610
    1.07
    40.0
    waterbased
    1085
    1.10
    39.0
    waterbased
    1330
    1.11
    35.0
    waterbased
    1640
    1.12
    33.0
    waterbased
    2210
    1.25
    36.0
    waterbased
    2300
    1.25
    36.0
    waterbased
    2510
    1.25
    40.0
    waterbased
    2600
    1.25
    38.0
    waterbased
    2775
    1.25
    38.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2404.1
    [m]
    SWC
    RRI
    2414.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2428.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2435.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2455.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2474.9
    [m]
    SWC
    RRI
    2520.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2545.1
    [m]
    SWC
    RRI
    2565.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2570.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2584.9
    [m]
    C
    RRI
    2594.2
    [m]
    C
    RRI
    2599.5
    [m]
    C
    RRI
    2616.7
    [m]
    C
    RRI
    2619.3
    [m]
    C
    RRI
    2627.8
    [m]
    C
    RRI
    2669.8
    [m]
    C
    RRI
    2672.0
    [m]
    C
    RRI