Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/10-5

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.
    30/10-5
    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.
    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
    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.
    30/10-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE S 72 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.
    118-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    250
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.08.1974
    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.
    01.05.1975
    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.
    01.05.1977
    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.
    24.09.2004
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5186.0
    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).
    5186.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    160
    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 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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 0' 25.88'' 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.
    6652732.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448061.74
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    395

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/10-5 was drilled on the northern tip of the Frigg Field. Its main purpose was to explore a deep-seated closure at Middle Jurassic level. This structure was targeted already in the 30/10-1 and 30/10-4 wells, but it was not reached because well 30/10-1 was terminated in the Late Cretaceous due to high-pressure problems and well 30/10-4 became junked in the Miocene due to an unrecoverable fish.
    Operations and results
    Exploration well 30/10-5 was spudded with the semi-submersible steel installation Neptune 7 on 25 August 1974 and drilled to TD at 5185 m in the Late Triassic Hegre Group. Reaming of the 12 1/4" hole to17 1/2" for setting the 13 3/8" casing was delayed due to several twist-offs, junk in hole, pod trouble and weather. After setting the13 3/8" casing drilling was resumed. At 2943 m, lost circulation was encountered, however; after setting a cement plug, drilling was continued without difficulties. Drilling from the sea floor to 747 m was with seawater and gel. Below 747 m a fresh-water Spersene XP 20 (lignosulphonate) mud system was used.
    The Oligocene section consisted entirely of siltstone and clay. The Eocene, section contained a sandstone reservoir (Frigg Formation, first informally termed "Frigg Clastic Tongue") from 1964 m to 2150 m. Good gas shows were present from 1965 m to 1974 m and good oil shows from 1974 m to 1978 m. Below 1978 m the section was water wet. The Rogaland Group contained 159 m of potential sandstone reservoirs but no shows were encountered. The Danian consisted of silty limestone and dark grey shale. The Late Cretaceous consisted primarily of interbeds of tight micritic limestone, marl and shale. Numerous gas shows were noted in limestone stringers in the uppermost part of this section. The limestone section between 2917 m and 2943 m was sandy and contained some gas. A second zone between 3628 m and 3534 m also contained some gas. Log analysis indicated that this zone had an average porosity of 17.8 percent and water saturation of 58.3 percent. The Early Cretaceous was primarily a shale. The Middle Jurassic Brent Group had sands present from 4583 m to 4654 m, 4692 m to 4761 m, and 4793 m to 4806 m. The porosity ranged from 19 to 22 per cent. The Early Jurassic consisted of shale and sandstone stringers. The Triassic consisted of shale and thin limestone stringers. The only oil shows encountered in 30/10-5 were in the Eocene Frigg Formation and the Middle Jurassic Brent Group. The latter had a slight fluorescence and cut in the upper 9 m.
    The well had an extensive sidewall-coring programme, recovering 232 sidewall cores in 12 runs from 874 m to 5176 m. One conventional core was cut from 4590.0 m to 4599.1 m in Brent sand with coaly layers. No fluid samples were taken on wire line. The well was permanently abandoned on 1 May 1975 as an oil and gas appraisal of the Frigg Discovery.
    Testing
    One drill stem test was made. The 9 5/8 inch casing was perforated from 3638 m to 3644 m in the Late Cretaceous. With the packer set at 3635 m the tool was open for 3 minutes, and then closed for 30 minutes for initial build up, then open for 3 hours. During the 3 hours the well flowed 3 l/4 barrels, insufficient for identification of reservoir fluid. Upon completion of flowing the well was shut in for 6 hours and 10 minutes for final pressure build up. A maximum reservoir pressure could not be determined, but the results indicated high pressure and low permeability. Two pressurized bottom hole samples were taken during the test. Both turned out to contain mud and gas, and one of them also contained some water.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    770.00
    5185.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    15059.0
    15089.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    9.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    780.0
    [m]
    DC
    810.0
    [m]
    DC
    840.0
    [m]
    DC
    890.0
    [m]
    DC
    925.0
    [m]
    DC
    960.0
    [m]
    DC
    990.0
    [m]
    DC
    1020.0
    [m]
    DC
    1050.0
    [m]
    DC
    1080.0
    [m]
    DC
    1110.0
    [m]
    DC
    1140.0
    [m]
    DC
    1170.0
    [m]
    DC
    1200.0
    [m]
    DC
    1230.0
    [m]
    DC
    1260.0
    [m]
    DC
    1290.0
    [m]
    DC
    1320.0
    [m]
    DC
    1350.0
    [m]
    DC
    1380.0
    [m]
    DC
    1410.0
    [m]
    DC
    1440.0
    [m]
    DC
    1470.0
    [m]
    DC
    1510.0
    [m]
    DC
    1540.0
    [m]
    DC
    1570.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1630.0
    [m]
    DC
    1660.0
    [m]
    DC
    1690.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    DC
    1750.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    DC
    1810.0
    [m]
    DC
    1840.0
    [m]
    DC
    1870.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    1930.0
    [m]
    DC
    1960.0
    [m]
    DC
    1990.0
    [m]
    DC
    2020.0
    [m]
    DC
    2050.0
    [m]
    DC
    2080.0
    [m]
    DC
    2110.0
    [m]
    DC
    2140.0
    [m]
    DC
    2170.0
    [m]
    DC
    2200.0
    [m]
    DC
    2230.0
    [m]
    DC
    2260.0
    [m]
    DC
    2295.0
    [m]
    DC
    2325.0
    [m]
    DC
    2355.0
    [m]
    DC
    2385.0
    [m]
    DC
    2415.0
    [m]
    DC
    2445.0
    [m]
    DC
    2475.0
    [m]
    DC
    2505.0
    [m]
    DC
    2535.0
    [m]
    DC
    2565.0
    [m]
    DC
    2595.0
    [m]
    DC
    2625.0
    [m]
    DC
    2655.0
    [m]
    DC
    2685.0
    [m]
    DC
    2715.0
    [m]
    DC
    2722.0
    [m]
    SWC
    2754.0
    [m]
    SWC
    2770.0
    [m]
    SWC
    2835.0
    [m]
    SWC
    2895.0
    [m]
    SWC
    2914.0
    [m]
    SWC
    2955.0
    [m]
    SWC
    2980.0
    [m]
    SWC
    3020.0
    [m]
    SWC
    3050.0
    [m]
    SWC
    3070.0
    [m]
    SWC
    3127.0
    [m]
    SWC
    3206.0
    [m]
    SWC
    3249.0
    [m]
    SWC
    3276.0
    [m]
    SWC
    3324.0
    [m]
    SWC
    3376.0
    [m]
    SWC
    3426.0
    [m]
    SWC
    3469.0
    [m]
    SWC
    3500.0
    [m]
    DC
    3518.0
    [m]
    SWC
    3574.0
    [m]
    SWC
    3629.0
    [m]
    SWC
    3640.0
    [m]
    SWC
    3727.0
    [m]
    SWC
    3750.0
    [m]
    DC
    3785.0
    [m]
    DC
    3800.0
    [m]
    DC
    3800.0
    [m]
    DC
    3800.0
    [m]
    DC
    3810.0
    [m]
    DC
    3822.0
    [m]
    DC
    3842.0
    [m]
    DC
    3860.0
    [m]
    DC
    3885.0
    [m]
    DC
    3940.0
    [m]
    DC
    3965.0
    [m]
    DC
    3995.0
    [m]
    DC
    4035.0
    [m]
    DC
    4070.0
    [m]
    DC
    4100.0
    [m]
    DC
    4128.0
    [m]
    DC
    4152.0
    [m]
    DC
    4176.0
    [m]
    DC
    4584.0
    [m]
    DC
    CGG
    4591.9
    [m]
    C
    CGG
    4592.5
    [m]
    C
    CGG
    4594.3
    [m]
    C
    CGG
    4690.0
    [m]
    DC
    CGG
    4810.0
    [m]
    DC
    CGG
    4830.0
    [m]
    DC
    CGG

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60

  • Geokjemisk informasjon

  • 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
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.64
    pdf
    2.89

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3638
    3644
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC S GR-C
    731
    5181
    CBL
    3658
    3599
    CNL
    731
    5181
    DIP
    731
    3797
    DIP
    5056
    5182
    IES
    731
    5916
    TEMP
    2487
    3074
    TEMP
    3639
    4338
    VELOCITY
    735
    5181

  • 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
    162.0
    36
    162.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    732.0
    26
    758.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2699.0
    17 1/2
    2712.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3779.0
    12 1/4
    3802.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    5186.0
    8 1/2
    5186.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    222
    1.07
    22.0
    seawater
    733
    1.07
    26.0
    seawater
    1226
    1.20
    14.0
    seawater
    1729
    1.24
    75.0
    18.0
    water
    2072
    1.23
    45.0
    10.0
    water
    2697
    1.24
    43.0
    12.0
    water
    3112
    1.65
    47.0
    16.0
    water
    4399
    1.97
    45.0
    13.0
    water
    4636
    2.04
    50.0
    14.0
    water
    5184
    2.07
    65.0
    26.0
    water