Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/10-1

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.
    30/10-1
    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.
    JUNKED
    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.
    30/10-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 572-1 SP.2010
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    84-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.05.1973
    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.
    18.07.1973
    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.
    18.07.1975
    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.
    30.09.2004
    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
    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.
    EOCENE
    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.
    FRIGG FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    14.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    105.2
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2917.0
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    HARDRÅDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 0' 20.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 7.17'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6652562.51
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448059.34
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    391

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/10-1 is located on the Northern apex of the Frigg field. The well was drilled as a wildcat, primarily to evaluate the Lower Eocene sand ("Frigg Field Clastic Tongue") in the area. Secondly, the well should evaluate the Paleocene sands and the Late Cretaceous limestone. The plan was to set the 9 5/8 inch casing in the top of a high-pressure zone (Cretaceous Shale) prior to moving the rig Saipem Due to another location. The hole should then be re-entered with another rig and drill deeper to evaluate a deep-seated structural closure.
    Operations and results
    Well 30/10-1 was spudded with the vessel Saipem Due on 5 May 1973 and drilled to TD at 2917 m in Late Cretaceous (Maastrichtian) shale. Initial drilling from the sea floor to 1067 m was with seawater and gel. Below 1067 m a fresh water Spersene XP 20 (lignosulphonate) mud system was used.
    The thickness of the pay section of the Frigg Clastic Tongue (Primary objective) was disappointing in that it was very thin. A green shale unit replaced the expected pay section. Formation interval test and logs indicate that approximately 4 m of the Frigg Clastic sand contained gas and approximately 6 m could possibly be oil bearing. No other good hydrocarbon shows were encountered below the Frigg Clastic Tongue. in the rogaland Group almost 200 m of sand were present, however, the sand was void of hydrocarbons, with the exception of some scattered fluorescence in the upper portion. Five cores were cut in the Frigg sand in the interval 1974 m to 2010 m. No sidewall cores were taken. Four Formation Interval Tests (FITs) were taken in the Frigg sand. FIT No 1 at 1960.5 m recovered, 29 cubic feet of gas, 5 litres water and 0.5 litres mud. FIT No. 2 at 1989.5 m recovered 10 litres water. FIT No. 3 at 1974.5 m recovered 7 litres liquid (mud and water) and 100 cc oil. FIT No. 4 at 1966 m recovered 6.5 cubic feet gas, 2.25 litres oil, 300 cc mud, and 4.75 litres of water. Oil gravity was 29.7 deg API.
    Due to a pressure zone encountered between 2905 m and 2917 m and subsequent loss of circulation the well was junked. The well was abandoned as an oil and gas appraisal 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]
    167.64
    2916.94

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    6482.0
    6490.0
    [ft ]
    2
    6490.0
    6521.0
    [ft ]
    3
    6534.0
    6545.0
    [ft ]
    4
    6545.0
    6563.0
    [ft ]
    5
    6578.0
    6593.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    25.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3010.0
    [ft]
    DC
    3100.0
    [ft]
    DC
    3190.0
    [ft]
    DC
    3310.0
    [ft]
    DC
    3400.0
    [ft]
    DC
    3490.0
    [ft]
    DC
    3600.0
    [ft]
    DC
    3690.0
    [ft]
    DC
    3810.0
    [ft]
    DC
    3900.0
    [ft]
    DC
    3990.0
    [ft]
    DC
    4110.0
    [ft]
    DC
    4200.0
    [ft]
    DC
    4290.0
    [ft]
    DC
    4410.0
    [ft]
    DC
    4500.0
    [ft]
    DC
    4620.0
    [ft]
    DC
    4710.0
    [ft]
    DC
    4800.0
    [ft]
    DC
    4890.0
    [ft]
    DC
    5010.0
    [ft]
    DC
    5100.0
    [ft]
    DC
    5190.0
    [ft]
    DC
    5280.0
    [ft]
    DC
    5370.0
    [ft]
    DC
    5460.0
    [ft]
    DC
    5550.0
    [ft]
    DC
    5640.0
    [ft]
    DC
    5730.0
    [ft]
    DC
    5820.0
    [ft]
    DC
    5910.0
    [ft]
    DC
    6030.0
    [ft]
    DC
    6120.0
    [ft]
    DC
    6210.0
    [ft]
    DC
    6330.0
    [ft]
    DC
    6360.0
    [ft]
    DC
    6390.0
    [ft]
    DC
    6420.0
    [ft]
    DC
    6486.0
    [ft]
    C
    6489.0
    [ft]
    C
    6493.0
    [ft]
    C
    6498.0
    [ft]
    C
    6501.0
    [ft]
    C
    6508.0
    [ft]
    C
    6545.0
    [ft]
    C
    6548.0
    [ft]
    C
    6550.0
    [ft]
    DC
    6555.0
    [ft]
    DC
    6600.0
    [ft]
    DC
    6691.0
    [ft]
    DC
    6780.0
    [ft]
    DC
    6870.0
    [ft]
    DC
    6900.0
    [ft]
    DC
    6930.0
    [ft]
    DC
    6960.0
    [ft]
    DC
    7070.0
    [ft]
    DC
    7160.0
    [ft]
    DC
    7225.0
    [ft]
    DC
    7270.0
    [ft]
    DC
    7280.0
    [ft]
    DC
    7290.0
    [ft]
    DC
    7300.0
    [ft]
    DC
    7310.0
    [ft]
    DC
    7320.0
    [ft]
    DC
    7330.0
    [ft]
    DC
    7340.0
    [ft]
    DC
    7350.0
    [ft]
    DC
    7360.0
    [ft]
    DC
    7370.0
    [ft]
    DC
    7470.0
    [ft]
    DC
    7570.0
    [ft]
    DC
    7670.0
    [ft]
    DC
    7770.0
    [ft]
    DC
    7870.0
    [ft]
    DC
    7970.0
    [ft]
    DC
    7990.0
    [ft]
    DC
    8010.0
    [ft]
    DC
    8030.0
    [ft]
    DC
    8050.0
    [ft]
    DC
    8070.0
    [ft]
    DC
    8170.0
    [ft]
    DC
    8270.0
    [ft]
    DC
    8370.0
    [ft]
    DC
    8470.0
    [ft]
    DC
    8570.0
    [ft]
    DC
    8620.0
    [ft]
    DC
    8670.0
    [ft]
    DC
    8680.0
    [ft]
    DC
    8720.0
    [ft]
    DC
    8770.0
    [ft]
    DC
    8870.0
    [ft]
    DC
    8970.0
    [ft]
    DC
    9070.0
    [ft]
    DC
    9170.0
    [ft]
    DC
    9270.0
    [ft]
    DC
    9370.0
    [ft]
    DC
    9470.0
    [ft]
    DC
    9570.0
    [ft]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21

  • 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
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    6.46

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC S GRC
    117
    1088
    BHC S GRC
    1064
    2036
    CAL
    1063
    1570
    DIL
    1064
    2038
    GR NEU
    1063
    2905
    IEL
    363
    1088
    TEMP
    1524
    2659

  • 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
    156.0
    36
    160.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    362.0
    26
    365.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1063.0
    17 1/2
    1065.0
    1.43
    LOT
    OPEN HOLE
    2917.0
    12 1/4
    2917.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1096
    1.17
    water/spers
    1976
    1.17
    water/spers
    2356
    1.18
    water/spers
    2565
    1.19
    water/spers
    2916
    1.49
    water/spers

  • 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
    0.21