Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/7-2

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.
    30/7-2
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    30/7-2
    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.
    137-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.
    06.08.1975
    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.
    09.11.1975
    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.
    09.11.1977
    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.
    30.04.2010
    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
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    111.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2591.0
    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).
    2591.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    69
    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 CRETACEOUS
    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.
    JORSALFARE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 29' 26.06'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 40.85'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6706599.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    446588.17
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    385

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/7-2 was drilled from a location 150 ft (46 m) east of well 30/7-1, which was junked for technical reasons. The well is located in the eastern part of the East Shetland Basin in the North Sea. The well location is due west of the Oseberg Field and ca 3.5 km from the UK Border. The primary objective was to investigate structural closure at Eocene and Paleocene with possible sand development.
    Operations and results
    Well was spudded with the semi-submersible installation on 6 August 1975. While drilling the 36" hole at 167 m, the drill string stuck. After several unsuccessful attempts to free the pipe, a string shot was run and the hole was plugged. The well was re-spudded on 9 August 9 after having moved the rig 200 ft (61 m) south-southeast. From 28 August up to 10 September operations were more or less suspended at a depth between 991 and 1001 m due to technical problems with the BOP. The well was drilled with gel/seawater mud down to 485 m, with seawater/gel and Drispac from 485 m to 1001 m, and with seawater/gel/Drispac and Lignosulfonate (Unical) from 1001 m to TD.
    Two minor shows were reported from Late Eocene. The first, at 1226 m, is a sandstone with patchy yellow to whitish fair to weak fluorescence with a medium to slow cut. There was no visible oil stain on the sample. The second, in a thin sandstone stringer, at 1525 m, gave a dull gold fluorescence with a slow streaming cut. At approximately 1700 a thin sandstone gave a gold fluorescence and a white, milky, streaming cut. The samples had a slight oil stain.
    The well penetrated the Frigg Formation from 1748 to 1909m. It was hydrocarbon bearing with a gas/oil contact at 1762.8 m and an oil/water contact at 1783 m according to the CPI log. The oil in the reservoir seems to be biodegraded with virtually no light components ( 98% C10+), while the gas is extremely dry (99.6% CH4). Below the OWC at 1783m some sandstone stringers with oil were present with the thickest zone at 1807.5 - 1810.5 m Cored sandstones from 1975 m to 1989 m in the Hermod Formation had good oil shows. In the sandstone/limestone stringers from 2140 m to 2200 m, 2340 m to 2395 m and 2505 to 2530 m, weak to fair shows were encountered. From 2500 m to TD at 2591 m a substantial increase in the background gas was recorded.
    Six cores were cut from 1753 m to 1821.7 m and two more cores were cut from 1970 m to 1989.2 m. Five FIT tests were attempted, of which FIT 1 was a misrun. FIT 2 at 2010 m recovered mud, mud filtrate and possibly some gas. The formation was apparently too tight for proper flow to occur. FIT 3 at 1978 m recovered mud and mud filtrate. FIT 4 at 1808.5 m recovered 2 litres of 21.4 deg API oil and 2.3 litres mixed sand, oil, and water. FIT 5 at 1753 m recovered gas.
    The well was permanently abandoned on 9 November 1975 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed.
    DST 1 at 1796.5 to 1801.4 m produced no formation fluids to the surface, but formation water and sand was recovered from the drill string after the test. No show of oil was detected.
    DST 2 at 1766 to 1776.5 m produced 80 - 140 Sm3 oil and gas/day. Oil gravity was 22.2 deg API and the gas gravity was 0.564 (air = 1). DST 2 also produced a lot of sand that created problems for the test. The content of sand produced with the fluids exceeded 14% by volume at the start of the flow, decreasing to less than 1% after 4 hours.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    200.00
    2591.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1753.0
    1764.5
    [m ]
    2
    1765.2
    1780.0
    [m ]
    3
    1780.2
    1792.4
    [m ]
    4
    1792.4
    1800.6
    [m ]
    5
    1802.5
    1816.2
    [m ]
    6
    1819.0
    1821.7
    [m ]
    7
    1970.0
    1979.0
    [m ]
    8
    1983.7
    1989.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    77.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    199.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    482.0
    26
    485.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1002.0
    17 1/2
    1010.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1690.0
    12 1/4
    1700.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    1860.0
    8 1/2
    2591.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1797
    1801
    0.0
    2.0
    1765
    1777
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    110
    1005
    BHC GR
    1002
    1699
    BHC GR
    1688
    1898
    BHC GR
    1850
    2590
    CBL
    900
    1500
    CBL
    1660
    1830
    CNL FDC
    482
    1700
    CNL FDC
    1688
    1898
    CNL FDC
    1850
    2590
    DLL MSFL
    1688
    1898
    DLL MSFL
    1850
    2073
    HDT
    1688
    2589
    IES
    1002
    1699
    IES
    1688
    1816
    IES
    1688
    1898
    IES
    1850
    2590
    TL
    1
    987

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.43

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.24
    pdf
    2.84
    pdf
    3.08
    pdf
    1.26
    pdf
    26.75
    pdf
    3.59
    pdf
    1.22
    pdf
    0.99
    pdf
    2.36
    pdf
    5.07
    pdf
    0.08
    pdf
    1.50
    pdf
    4.07
    pdf
    12.34
    pdf
    12.87
    pdf
    5.36
    pdf
    5.42
    pdf
    24.47
    pdf
    0.51
    pdf
    3.30
    pdf
    0.17

  • 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

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    485
    1.06
    80.0
    waterbased
    1100
    1.07
    47.0
    waterbased
    1753
    1.27
    59.0
    waterbased
    2137
    1.24
    42.0
    waterbased
    2591
    1.32
    45.0
    waterbased