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

30/9-20 S

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.
    30/9-20 S
    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
    Pressemelding
    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.
    30/9-20
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH-9356-118/NH-9356-318
    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.
    1028-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.01.2002
    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.
    11.02.2002
    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.
    11.02.2004
    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.
    27.02.2004
    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
    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.
    LATE 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.
    INTRA HEATHER FM SS
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    TARBERT 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.
    101.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3124.0
    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).
    3096.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    16.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 19' 1.67'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 48' 3.38'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6686903.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    489002.73
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4463

  • Brønnhistorie
    General
    The well 30/9-20S was an exploration well, located in the Oseberg Sør field area, in block 30/9 on the R prospect of the PL104 Oseberg Sør Unit. The main objectives of the well was to prove oil and/or gas in The Brent
    deltaic sands of the Tarbert Formation, and additional potential within the Ness and Oseberg-Rannoch-Etive Formations, and to confirm the seismic interpretation. The R prospect is located between the K-west and the Omega structures.
    Operations and results
    Well 30/9-20S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Arctic on 9 January 2002 and reached a total depth of 3124 m (3096 m TVD) in the Early Jurassic Drake Formation. The well was drilled with spud mud down to 400 m, with KCl/Polymer mud from 400 m to 870 m, with KCl/Polymer/Glycol mud from 870 m to 1297 m, and with Versavert oil based mud from 1297 m to TD.
    The Viking Group was encountered at 2750 m with top Intra Heather Formation Sandstone at 2751 m (2722 m TVD). A total gross hydrocarbon column of 65.8 m TVD was found in Intra Heather Formation Sandstone and in the Tarbert Formation, of this the lower 10.8 m is in the Tarbert Formation. A probable OWC was identified at 2817 m (2787.8 m TVD). The gross oil column was separated in two independent zones separated by a calcite barrier at ca 2796 m. A pressure barrier (0.5 bar) was interpreted internally between the two oil zones. The Intra Heather Formation Sandstone represents a poor, low permeability reservoir while Tarbert represents fair reservoir quality.
    A total of 72.65 m core was recovered from 2791 m to 2864 m over the major sandstone interval. The core shows a homogeneous, generally fine-grained sand sequence that is both silica and calcareous cemented. MDT fluid samples were taken in the oil zone at 2766.5 m and 2807 m, and in the water zone at 2868 m. Analyses on the rig as well as later geochemical analyses on shore showed that the samples were of good quality, not significantly affected by mud contamination.
    The well was permanently abandoned as an oil discovery on 11 February 2002.
    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]
    425.00
    3123.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2791.0
    2826.5
    [m ]
    2
    2826.5
    2863.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    72.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    425.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    450.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    475.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    525.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    550.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    575.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    625.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    650.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    675.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    725.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    750.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    775.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    825.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    875.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    925.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    950.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    975.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1025.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1050.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1075.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1125.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1150.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1175.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1200.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1225.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1275.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1325.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1350.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1375.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1425.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1475.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1525.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1575.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1625.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1650.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1675.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1725.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1775.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1825.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1875.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1925.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1975.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2025.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2075.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2125.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2175.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2225.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2275.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2310.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2370.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2390.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2610.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2625.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2631.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2637.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2643.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2649.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2655.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2661.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2667.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2673.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2679.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2685.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2691.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2697.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2703.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2709.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2715.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2721.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2727.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2733.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2739.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2745.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.72

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.84
    .pdf
    1.55

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT IPLT
    2362
    3124
    GR DSI OBMI
    2000
    3124
    GR MDT
    2746
    2934
    GR MSCT
    747
    2975
    GR VSP
    2040
    3124
    MWD - PP CDR
    125
    2369
    MWD - RAB VPP ADN
    2369
    3124

  • 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
    198.0
    36
    200.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    398.0
    26
    400.0
    1.51
    LOT
    LINER
    16
    621.0
    20
    630.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1291.0
    17 1/2
    1297.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2362.0
    12 1/4
    2369.0
    1.60
    LOT
    OPEN HOLE
    3124.0
    8 1/2
    3124.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    198
    1.03
    WATER BASED
    400
    1.50
    WATER BASED
    600
    1.30
    20.0
    WATER BASED
    623
    1.30
    20.0
    WATER BASED
    1297
    1.21
    15.0
    WATER BASED
    1585
    1.45
    36.0
    OIL BASED
    1596
    1.45
    35.0
    OIL BASED
    2369
    1.45
    37.0
    OIL BASED
    2370
    1.30
    31.0
    OIL BASED
    2864
    1.30
    28.0
    OIL BASED
    3124
    1.30
    28.0
    OIL 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
    0.23