Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-1

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.
    30/6-1
    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).
    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
    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.
    30/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    703 127 SP 390
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    216-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.06.1979
    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.
    22.09.1979
    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.
    22.09.1981
    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.
    21.05.2015
    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.
    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.
    YES
    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.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3175.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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.
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 33' 15.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 46' 38.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6713312.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    487787.27
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    380

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-1 was drilled on the Oseberg Fault block in the North Sea. The primary objective was to penetrate sandstones of Middle Jurassic age and to evaluate their possible content of hydrocarbons. Secondary objectives were sandstones of Lower Jurassic and Paleocene age. The well is Reference well for the Statfjord Group.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 18 June 1979 and drilled to TD at 3175 m in the Triassic Lunde Formation. Problems with setting the 9 5/8” casing at 2443 m caused an 8 days delay in the drilling phase. Also gumbo problems were encountered in the interval 1000 – 1600 m and 4 days rig time as lost due to this. Otherwise operation proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 895 m and with a lignosulphonate/bentonite mud from 895 m to 2456 m and with chromium-lignosulphonate/bentonite mud from 2456 m to TD. Diesel was added at 1720 m to reduce problems with sloughing shales. A 6% to trace levels of oil was recorded in the mud from this depth to TD.
    The Cretaceous Jorsalfare Formation had 6.75 m of net pay gas in thin sandstones with average porosity of 29% and water saturation of 39.3%. The Brent Group was encountered at 2285 m and was gas/condensate filled in 38.75 m of net pay sandstones with average porosity of 22.5% and water saturation of 29.2%. The hydrocarbon/water contact was not encountered in the well. The Dunlin Group was water bearing with 45 m of net sand with an average porosity of 24.6%. The Statfjord Group was water bearing with 235 m of net sand with an average porosity of 21.4%. Weak shows were described on conventional and sidewall cores in sandstones from below the hydrocarbon bearing Brent Group down to 2547 m in the Cook Formation.
    Six cores were cut. Cores 1 to 5 were cut from 2333.5 m to 2381.2 m in the lower Etive and upper Drake formations. Recovery was generally good, from 89.2 to 100%, but only 52.9 % recovery was obtained in core 5. Core 6 was cut from 2722 to 2733 m in the Nansen Formation with 88.2% recovery. The RFT tool was run for pressure points, but no fluid sampling was done.
    The well was permanently abandoned on 22 September as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were conducted in the Brent Group.
    DST1 tested the interval 2320 to 2330 m in the Etive Formation. It produced 153 Sm3 oil and 487000 Sm3 gas /day through a 32/64” choke. The GOR was 3063 Sm3/Sm3, the oil gravity was 58.9 °API, and the gas gravity was 0.657 (air = 1). The maximum DST temperature was 91.7 °C.
    DST1 tested the interval 2301 to 2305 m in the Ness Formation. It produced 166 Sm3 oil and 659800 Sm3 gas /day. Due to a technical problem the effective choke size is unknown. The GOR was 4150 Sm3/Sm3, the oil gravity was 53.5 °API, and the gas gravity was 0.663 (air = 1). The maximum DST temperature was 91.1 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    3175.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2333.0
    2338.8
    [m ]
    2
    2339.5
    2345.2
    [m ]
    3
    2345.5
    2356.4
    [m ]
    4
    2356.7
    2365.6
    [m ]
    5
    2365.6
    2373.9
    [m ]
    6
    2722.0
    2731.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    49.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2333-2335m
    Kjerne bilde med dybde: 2335-2338m
    Kjerne bilde med dybde: 2338-2339m
    Kjerne bilde med dybde: 2339-2342m
    Kjerne bilde med dybde: 2342-2344m
    2333-2335m
    2335-2338m
    2338-2339m
    2339-2342m
    2342-2344m
    Kjerne bilde med dybde: 2344-2345m
    Kjerne bilde med dybde: 2345-2348m
    Kjerne bilde med dybde: 2348-2350m
    Kjerne bilde med dybde: 2350-2353m
    Kjerne bilde med dybde: 2353-2356m
    2344-2345m
    2345-2348m
    2348-2350m
    2350-2353m
    2353-2356m
    Kjerne bilde med dybde: 2356-2359m
    Kjerne bilde med dybde: 2359-2362m
    Kjerne bilde med dybde: 2362-2364m
    Kjerne bilde med dybde: 2364-2365m
    Kjerne bilde med dybde: 2365-2368m
    2356-2359m
    2359-2362m
    2362-2364m
    2364-2365m
    2365-2368m
    Kjerne bilde med dybde: 2368-2371m
    Kjerne bilde med dybde: 2371-2373m
    Kjerne bilde med dybde: 2373-2374m
    Kjerne bilde med dybde: 2722-2724m
    Kjerne bilde med dybde: 2724-2727m
    2368-2371m
    2371-2373m
    2373-2374m
    2722-2724m
    2724-2727m
    Kjerne bilde med dybde: 2727-2730m
    Kjerne bilde med dybde: 2730-2731m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2727-2730m
    2730-2731m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2262.0
    [m]
    DC
    IKU

  • 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
    2320.00
    2330.00
    09.09.1979 - 21:00
    YES
    DST
    DST2
    2301.00
    2305.00
    CONDENSATE
    15.09.1980 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.83
    pdf
    0.43
    pdf
    1.47
    pdf
    0.51

  • 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
    0.11
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.29
    pdf
    26.41

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2320
    2330
    0.0
    2.0
    2301
    2305
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    90
    2.0
    90
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    152
    487000
    0.730
    0.657
    3066
    2.0
    166
    660000
    0.765
    0.663
    4150

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CALI
    787
    1721
    CBL GR
    121
    2411
    CBL GR
    1500
    2345
    CBL GR
    1620
    1913
    CCL GR
    100
    150
    CCL GR
    2220
    2250
    CCL GR
    2250
    2350
    DLL MSFL GR
    2275
    2380
    FDC CNL GR CAL
    2150
    3166
    FDC GR CAL
    1721
    2150
    HDT
    1918
    3158
    ISF SON GR SP
    188
    3167
    VELOCITY
    608
    3170

  • 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
    189.5
    36
    189.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    887.0
    26
    895.0
    1.34
    LOT
    LINER
    16
    1724.0
    19 1/2
    1724.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1922.0
    17 1/2
    1934.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2443.0
    12 1/4
    2456.0
    1.95
    LOT
    OPEN HOLE
    3175.0
    8 1/2
    3175.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    189
    1.04
    waterbased
    895
    1.08
    48.0
    waterbased
    1490
    1.14
    waterbased
    1723
    1.25
    62.0
    waterbased
    2178
    1.51
    52.0
    waterbased
    2392
    1.35
    58.0
    waterbased
    2456
    1.42
    57.0
    waterbased
    2800
    1.51
    54.0
    waterbased
    3021
    1.30
    waterbased

  • 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