Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-B-18

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-B-18
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    DEVELOPMENT
    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).
    OBSERVATION
    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.
    PLUGGED
    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.
    30/9-B-18
    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.
    726-P
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Produksjonsinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på produksjonsinnretningen, for utvinningsbrønner.
    OSEBERG B
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.07.1992
    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.
    25.09.1992
    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.
    25.09.1994
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    25.09.1992
    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.
    12.09.2023
    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.
    OBSERVATION
    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.
    NOT APPLICABLE
    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, 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).
    58.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3980.0
    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).
    2814.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    52.7
    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 TRIASSIC
    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° 29' 36.31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 43.22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6706534.38
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490585.93
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1989

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-B-18 was drilled as a development well on the 30/9-1 Oseberg Discovery in the North Sea. It was drilled as a penetration well prior to the horizontal well 30/9-B-18 A. The objective was to accurately locate the oil/water contact in the Oseberg Formation and to give structural information and exact target depth for the horizontal section of the production well 30/9-B-18 A.
    The NSO-1 geochemical standard oil was produced from 30/9-B-18 A.
    Operations and results
    Development well 30/9-B-18 was spudded on 10 June 1992. It was drilled from the Oseberg B platform to TD at 3980 m (2814 m TVD) m in the Early Jurassic Drake Formation. The target of the well was on the Oseberg Alpha Structure approximately 2.5 km south-east of the Oseberg B platform. Serious hole cleaning problems were evident throughout the 12 1/4" section, causing a sidetrack from 1448 m. The well was drilled with spud mud down to 1155 m, with ANCO 2000 mud from 1155 to 3342 m, and with oil based Safemul mud from 3342 m to TD.
    The well drilled through a 121 metres vertical section of the Brent Group, which is 10 metres more than prognosed, and the oil-water contact was established at 3878 m MD (2767 m TVD). Good shows were observed on the cores from the Oseberg Formation, otherwise no shows descriptions were reported from the well. RFT pressure points proved an 11 bar depleted oil gradient compared to the initial Oseberg-Rannoch-Etive gradient in the Alpha structure.
    Two cores were cut in succession from 3859 to 3903 m in the Oseberg Formation. The core-log depth shift is +2 m for both cores. The RFT was run on wireline to record pressure points in the Brent Group. No fluid sample was taken.
    The well is classified as observation well and was plugged on 25 September 1992.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3859.0
    3891.3
    [m ]
    2
    3893.0
    3903.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    42.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GCT
    167
    3275
    MWD - DG
    283
    1162
    MWD - DPR DG
    1162
    3980
    PI LSS LDL CNL GR
    3338
    3960
    RFT HP GR
    3688
    3934
    VDL GR
    2700
    3338
    VSP
    250
    3960

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    225
    1.23
    19.0
    8.5
    WATER BASED
    10.08.1992
    1100
    1.25
    30.0
    16.5
    WATER BASED
    31.08.1992
    1155
    1.25
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    11.08.1992
    1155
    1.25
    28.0
    21.0
    WATER BASED
    11.08.1992
    1168
    1.25
    15.0
    16.5
    WATER BASED
    31.08.1992
    1200
    1.25
    11.0
    14.5
    WATER BASED
    31.08.1992
    1448
    1.25
    30.0
    26.0
    WATER BASED
    31.08.1992
    1675
    1.26
    31.0
    28.5
    WATER BASED
    01.09.1992
    1734
    1.48
    37.0
    21.5
    WATER BASED
    11.08.1992
    1785
    1.54
    48.0
    22.0
    WATER BASED
    12.08.1992
    1880
    1.46
    41.0
    33.0
    WATER BASED
    02.09.1992
    1893
    1.50
    40.0
    31.5
    WATER BASED
    03.09.1992
    1991
    1.55
    50.0
    29.0
    WATER BASED
    09.09.1992
    2353
    1.54
    38.0
    18.5
    WATER BASED
    11.08.1992
    2357
    1.54
    43.0
    30.5
    WATER BASED
    04.09.1992
    2475
    1.54
    42.0
    29.0
    WATER BASED
    07.09.1992
    2562
    1.54
    39.0
    23.5
    WATER BASED
    14.08.1992
    2653
    1.55
    68.0
    35.5
    WATER BASED
    17.08.1992
    2657
    1.54
    41.0
    26.5
    WATER BASED
    07.09.1992
    2788
    1.54
    44.0
    31.0
    WATER BASED
    07.09.1992
    3062
    1.54
    45.0
    25.5
    WATER BASED
    17.08.1992
    3113
    1.54
    46.0
    22.0
    WATER BASED
    17.08.1992
    3113
    1.55
    58.0
    31.0
    WATER BASED
    17.08.1992
    3175
    1.20
    44.0
    10.5
    OIL BASED
    28.09.1992
    3176
    1.55
    52.0
    27.5
    WATER BASED
    18.08.1992
    3215
    1.54
    43.0
    26.0
    WATER BASED
    08.09.1992
    3260
    1.20
    44.0
    10.5
    OIL BASED
    28.09.1992
    3278
    1.55
    54.0
    30.0
    WATER BASED
    19.08.1992
    3304
    1.55
    47.0
    20.0
    WATER BASED
    24.08.1992
    3342
    1.54
    47.0
    21.5
    WATER BASED
    10.09.1992
    3342
    1.54
    29.0
    7.0
    OIL BASED
    15.09.1992
    3489
    1.20
    34.0
    7.5
    OIL BASED
    16.09.1992
    3492
    1.20
    40.0
    7.5
    OIL BASED
    28.09.1992
    3642
    1.20
    37.0
    7.5
    OIL BASED
    17.09.1992
    3735
    1.20
    36.0
    7.0
    OIL BASED
    18.09.1992
    3857
    1.21
    35.0
    9.0
    OIL BASED
    21.09.1992
    3884
    1.21
    31.0
    6.5
    OIL BASED
    21.09.1992
    3885
    1.20
    36.0
    6.5
    OIL BASED
    21.09.1992
    3970
    1.20
    39.0
    7.0
    OIL BASED
    22.09.1992
    3980
    1.21
    32.0
    7.5
    OIL BASED
    23.09.1992
    3980
    1.20
    38.0
    8.5
    OIL BASED
    24.09.1992