Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-11

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.
    30/6-11
    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.
    30/6-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 703 146 SP 974
    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.
    358-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    101
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.12.1982
    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.
    30.03.1983
    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.
    30.03.1985
    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.
    08.12.2015
    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.
    SHOWS
    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").
    4001.0
    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).
    4001.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    132
    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° 43' 29.38'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 44' 41.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6732324.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486085.56
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    58

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-11 was drilled on the Delta structure on the Flatfisk Slope, close to the northwestern end of the Oseberg Fault Block in the North Sea. The primary objective was to find hydrocarbon accumulations in the Brent Group. Secondary objective was to find additional hydrocarbon accumulations within the Early Jurassic Cook Formation and Statfjord Group. The well was placed in an area where a complete Jurassic succession could be expected. Planned TD was 75 m into the Statfjord Group.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-11 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 20 December 1982 and drilled to TD at 4001 m in the Early Jurassic Statfjord Group. When running casing in the 17 1/2" section at 2165 m the rig had to wait on weather. Cavings accumulated as fill on the bottom and the casing was differentially stuck. Various additives were used to free the casing, including diesel. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 235 m, with pre-hydrated bentonite and seawater from 235 m to 965 m, and with KCl/polymer mud from 965 m to 2165 m. From 2165 m to 3654 m, the KCl/polymer mud was slowly converted to a dispersed lignosulphonate/lignite mud and in the bottom 8 3/8" section, from 3654 m to TD a dispersed lignosulphonate/lignite mud system was used. From 2165 and downwards the diesel content in the mud was 5%, diminishing to traces below 3265 m.
    The Brent Group (3351 - 3561m) had a gross thickness of 210 m with 118 m of net sand, giving a net to gross ratio of 0.56. The average porosity of the sandstones were calculated from wireline logs to 16% with an average water saturation of 80%. The Cook Formation (3752.5 - 3768.5m) had a net sand thickness of 3 m, giving a net to gross ratio of 0,19. The average porosity of the sandstones were calculated from wireline logs to 14% with an average water saturation of 55%. The Statfjord Group (3892.5 - 4001 m) had 85 m calculated as net sand giving a net to gross ratio of 0.86. The average porosity was calculated from logs to 11% with a water saturation varying from 60-100%.
    Oil shows from both cuttings and cores together with high resistivity readings from the logs stated the presence of hydrocarbons in sandstones from the Brent Group, Cook Formation and in the very top of the Statfjord Group. All hydrocarbons were evaluated as residual. Drill stem testing and FMT sampling of the Brent Group produced no hydrocarbons. Otherwise, oil shows were described on limestone stringers in the interval 2515 m to 2635 m and on siltstones in the Late Jurassic between 3265 and 3320 m.
    Seven cores were cut in this well, one in the Late Jurassic, 5 in the Etive Formation and one in the Cook Formation sandstones. An FMT fluid sample was taken at 3463.5 m. It recovered mud filtrate and water only.
    The well was permanently abandoned on 30 March 1983 as dry with shows.
    Testing
    A drill stem test was performed from the interval 3448.5 to 3454.5 m. The test gave no flow to surface and no samples of formation fluid could be recovered from the test string.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    240.00
    4001.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3265.0
    3266.8
    [m ]
    2
    3452.0
    3460.0
    [m ]
    3
    3461.0
    3465.9
    [m ]
    4
    3468.5
    3484.5
    [m ]
    5
    3484.5
    3501.7
    [m ]
    6
    3502.5
    3508.0
    [m ]
    7
    3756.0
    3768.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    65.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3265-3266m
    Kjerne bilde med dybde: 3452-3457m
    Kjerne bilde med dybde: 3457-3460m
    Kjerne bilde med dybde: 3461-3466m
    Kjerne bilde med dybde: 3468-3473m
    3265-3266m
    3452-3457m
    3457-3460m
    3461-3466m
    3468-3473m
    Kjerne bilde med dybde: 3473-3478m
    Kjerne bilde med dybde: 3478-3483m
    Kjerne bilde med dybde: 3483-3484m
    Kjerne bilde med dybde: 3484-3489m
    Kjerne bilde med dybde: 3489-3494m
    3473-3478m
    3478-3483m
    3483-3484m
    3484-3489m
    3489-3494m
    Kjerne bilde med dybde: 3494-3499m
    Kjerne bilde med dybde: 3499-3501m
    Kjerne bilde med dybde: 3502-3507m
    Kjerne bilde med dybde: 3507-3508m
    Kjerne bilde med dybde: 3756-3763m
    3494-3499m
    3499-3501m
    3502-3507m
    3507-3508m
    3756-3763m
    Kjerne bilde med dybde: 3763-3768m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3763-3768m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3262.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3266.8
    [m]
    C
    RRI
    3303.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3340.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3349.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3415.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3454.5
    [m]
    C
    RRI
    3458.4
    [m]
    C
    RRI
    3461.4
    [m]
    C
    RRI
    3474.8
    [m]
    C
    RRI
    3484.5
    [m]
    C
    RRI
    3507.1
    [m]
    C
    RRI
    3540.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3562.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3586.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3619.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3635.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3645.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3660.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3672.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3711.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3727.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3745.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3756.4
    [m]
    C
    RRI
    3768.0
    [m]
    C
    RRI
    3787.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3798.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3825.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3875.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3890.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3891.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3896.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40
    pdf
    0.47
    pdf
    3.87
    pdf
    0.63

  • 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
    0.18
    pdf
    0.35

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    16.56

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3449
    3455
    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]
    CBL VDL
    2850
    3634
    CCL GR
    3000
    3504
    CDL CNL CAL GR
    951
    4001
    DIFL LSBHC GR SP
    233
    4001
    DLL MLL CAL GR
    3200
    3646
    FMT
    3259
    3975
    HRD
    2103
    4001
    SWC
    1412
    4000
    VELOCITY
    913
    3985

  • 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
    235.0
    36
    235.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    951.0
    26
    965.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2106.0
    17 1/2
    2165.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3639.0
    12 1/4
    3654.0
    1.93
    LOT
    OPEN HOLE
    4000.0
    8 3/8
    4001.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    220
    1.06
    waterbased
    710
    1.11
    53.0
    waterbased
    1190
    1.21
    50.0
    waterbased
    1980
    1.23
    54.0
    waterbased
    2570
    1.34
    65.0
    waterbased
    3110
    1.44
    50.0
    waterbased
    3680
    1.43
    42.0
    waterbased
    4001
    1.40
    51.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3505.75
    [m ]
    3503.30
    [m ]
    3494.30
    [m ]
    3486.50
    [m ]
    3482.80
    [m ]
    3476.30
    [m ]
    3471.80
    [m ]
    3464.60
    [m ]
    3461.50
    [m ]
    3461.20
    [m ]
    3453.40
    [m ]
    3265.00
    [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
    0.22