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

30/6-17 R

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.
    30/6-17 R
    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.
    30/6-17
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 82 - 214 cell point 424
    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.
    478-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    83
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.11.1985
    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.
    04.02.1986
    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.
    04.02.1988
    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.
    01.01.2012
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    DRILLING
    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.
    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.
    EARLY 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.
    COOK FM
    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.
    110.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2650.0
    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).
    2650.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    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° 34' 15.77'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 44' 59.84'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6715194.48
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486293.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    849
  • Brønnhistorie

    General
    Well 30/6-17 was drilled on the Alpha structure on the western side of the Oseberg Field in the northern North Sea. The structure is a tilted and rotated fault block with a Jurassic sequence dipping towards the east. The main objective was to prove hydrocarbons in the Statfjord Formation. Prognosed depth was 200 m into the Statfjord Formation with TD at ca 2682 m. Well 30/6-17 was drilled by Vildkat Explorer to a depth of 615 m where it was temporary abandoned due to technical problems. The re-entry 30/6-17 R was made to fulfil the original objectives.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-17 was re-entered with the semi-submersible installation Treasure Hunter on 14 August 1985 and drilled to TD at 2650 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled without significant technical problems, but about one third of the time was counted as downtime. The main contribution to the excessive downtime was waiting on weather. The well was drilled with KCl/polymer mud from 615 m to 2409 m and with NaCl/polymer mud from 2409 m to TD.
    Oil shows were recorded on limestone and dolomite stringers in the Tertiary and Late Cretaceous, beginning at 1650 m and all the way down to near BCU at 2290 m. These oil shows were most frequent, and strongest, in the interval 1750 to 1810 m in the lower part of the Tertiary Hordaland Group. Two gas bearing sandstones units, possibly reworked Brent Group, were found at the BCU (2296 - 2300 m and 2303 - 2308 m).
    The prognosed target for the 30/6-17 well was the Statfjord Formation. The well was, however, drilled ca 600 m east of the proposed location at a structurally down flank position. At this position also the Cook Formation was penetrated.
    The Cook Formation (2401.5 - 2441 m) consists of medium to fine grained sand sandstones in the upper part, becoming fine to very fine with depth. The sandstones were found oil bearing down to 2419.5 m (free water level from RFT). No gas/oil contact was seen in the well, but the presence of a gas cap was indicated in the DST. The net pay is calculated from logs to 15.9 m, with an average porosity of 26.4% and average water saturation of 40.1%. Cut off criteria were: PHI < 12%, Vsh > 40%, Sw > 60%. The Statfjord Formation (2563 m - TD) was encountered water bearing. Of a gross thickness of 73 m (log) penetrated by the well, 57.6 m was net sand with an average porosity of 24.3%. The RFT results indicate no pressure communication between the Statfjord and the Cook Formations.
    A total of six cores were cut. Core 1 at 2324 - 2342.15 m was an attempt to cut a core from the gas bearing sands at BCU, but did not really capture the sands. Cores 2 - 4 were cut in the Cook Formation, while cores 5 and 6 were cut in the Statfjord Formation. There is a discrepancy between loggers and drillers depth of 2 m for cores no 1 - 4, and 4 m for cores no 5 and 6, the logger's depth being the shallower. SFT/RFT pressure tests and sampling were performed in the Cretaceous and Jurassic. In the Cretaceous interval sixteen SFT good pressure tests were taken. A segregated SFT fluid sample was unsuccessfully attempted taken at 2297.9 m in one of the gas sands. RFT was used for pressure recordings and sampling in the Cook and Statfjord Formations. Twenty one pressure measurements were recorded, and one segregated sample was taken in the Cook Formation at 2408.5 m (5.82 litre oil with some gas and water/filtrate in 1st. chamber).
    4 February the well bore was plugged back to the 13 3/8" casing shoe for an up-dip sidetrack to the original target Statfjord Formation. The well is classified as an oil and gas discovery.
    Testing
    One DST was performed in the Cook Formation at 2401.7 - 2414.7 m. Seven flow periods with different chokes and rates were tested. In the second flow period the well produced oil at a rate of 701.1 Sm3/d and gas at a rate of 110 000 Sm3/d Through a 14.29 mm choke. The gas/oil ratio was 156.9 Sm3/Sm3. The oil gravity was measured to 0.824 g/cc (40.1 API) and gas gravity was 0.662 (air = 1). The GOR varied from 130 to 274 Sm3/Sm3. When the well was produced at higher rates the GOR increased substantially. This indicated the presence of a gas cap, and that the well penetrated the reservoir just below the gas/oil contact. In the three final flows the measured bottom hole temperature stabilised at 97.8 deg C, independent of very variable flow rate and GOR.
  • Borekaks i Sokkeldirektoratet

    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    240.00
    2650.00
  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet

    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2324.0
    2342.2
    [m ]
    2
    2411.0
    2417.0
    [m ]
    3
    2423.0
    2443.9
    [m ]
    4
    2444.0
    2445.4
    [m ]
    5
    2570.0
    2588.3
    [m ]
    6
    2588.3
    2612.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    88.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Kjernebilder

    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2324-2329m
    Kjerne bilde med dybde: 2329-2334m
    Kjerne bilde med dybde: 2334-2339m
    Kjerne bilde med dybde: 2339-2342m
    Kjerne bilde med dybde: 2411-2417m
    2324-2329m
    2329-2334m
    2334-2339m
    2339-2342m
    2411-2417m
    Kjerne bilde med dybde: 2417-2423m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2429m
    Kjerne bilde med dybde: 2429-2435m
    Kjerne bilde med dybde: 2435-2441m
    Kjerne bilde med dybde: 2441-2443m
    2417-2423m
    2423-2429m
    2429-2435m
    2435-2441m
    2441-2443m
    Kjerne bilde med dybde: 2444-2445m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2576m
    Kjerne bilde med dybde: 2576-2582m
    Kjerne bilde med dybde: 2582-2588m
    Kjerne bilde med dybde: 2588-2588m
    2444-2445m
    2570-2576m
    2576-2582m
    2582-2588m
    2588-2588m
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2594m
    Kjerne bilde med dybde: 2594-2600m
    Kjerne bilde med dybde: 2600-2606m
    Kjerne bilde med dybde: 2606-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2612-2613m
    2488-2594m
    2594-2600m
    2600-2606m
    2606-2612m
    2612-2613m
  • 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
    2401.00
    2414.00
    28.10.1986 - 00:00
    YES
  • Litostratigrafi

  • 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
    0.24
    pdf
    0.25
  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.65
    pdf
    18.67
  • Borestrengtester (DST)

    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2401
    2415
    14.3
    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
    701
    110000
    0.820
    0.660
    157
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    492
    2544
    CDL CNL CAL GR
    601
    2643
    DIL LSS GR SP
    560
    2643
    DLL MSFL
    2147
    2642
    FED
    1899
    2638
    GR
    2084
    2405
    ISF LSS GR
    221
    609
    RFT
    2405
    2628
    SFT
    2172
    2307
    SGR
    2378
    2644
    X-Y CAL
    601
    2638
  • 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
    SURF.COND.
    20
    601.0
    26
    615.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1593.0
    17 1/2
    1621.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2386.0
    12 1/4
    2406.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2638.0
    8 1/2
    2650.0
    1.70
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2397
    1.50
    33.0
    water based
    2399
    1.50
    30.0
    water based
    2421
    1.32
    18.0
    water based
    2554
    1.32
    water based
    2554
    1.32
    15.0
    water based
    2613
    1.32
    17.0
    water based
    2650
    1.32
    17.0
    water based
  • 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