Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/11-11 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.
    30/11-11 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.
    30/11-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MC3D-NVG05STZ12-PSDM-KIR-FULLSTK-FIN-D. In
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1610-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    16
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.03.2016
    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.
    19.03.2016
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    19.03.2016
    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.
    19.03.2018
    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.
    18.03.2018
    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.
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    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").
    3675.0
    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).
    3673.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    130
    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.
    MIDDLE 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.
    NESS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 4' 29.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 38' 8.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6659970.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    479729.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7896

  • Brønnhistorie
    Wellbore history
    General
    Well 30/11-11 S was drilled to test the Madam Felle prospect on the east flank of the Fensal Sub-basin in the North Sea. The well is located ca 3 km south of the Askja East oil Discovery. The primary objective was to prove petroleum in the Middle Jurassic Tarbert Formation. The secondary objective was to prove petroleum in the Middle Jurassic Ness formation.
    Operations and results
    Wildcat well 30/11-11 S was spudded with the semi-submersible installation Songa Delta on 4 March 2016 and drilled to TD at 3675 m in the Middle Jurassic Ness Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1150 m and with XP07 oil based mud from 1150 m to TD.
    Well 30/11-11 S encountered oil in a sandstone from 3290 m to 3315 m in the top of the Tarbert Formation. Twenty-two metres of this sandstone had moderate to good reservoir properties. The Ness Formation had sandstones with moderate to good porosity, but these were water bearing. No oil shows were recorded in the well except for in the hydrocarbon bearing Tarbert sandstone sequence.
    No cores were cut. MDT fluid samples were taken at 3299.5 m (oil) and 3403 m (water).
    The well was permanently abandoned on 19 March 2016 as an oil discovery.
    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]
    1160.00
    3674.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1160.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2040.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2070.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2100.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2120.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2990.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3000.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3020.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3030.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3040.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3050.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3060.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3070.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3083.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3089.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3092.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3101.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3110.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3119.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3128.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3137.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3146.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3155.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3164.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3173.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3182.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3191.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3209.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3218.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3227.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3236.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3245.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3254.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3263.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3272.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3281.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3287.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3293.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3299.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3305.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3311.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3317.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3323.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3329.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3335.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3341.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3347.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3356.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3365.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3374.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3383.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3392.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3401.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3419.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3428.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3437.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3446.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3455.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3464.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3473.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3482.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3491.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3509.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3518.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3527.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3536.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3545.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3554.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3563.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3572.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3581.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3599.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3608.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3617.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3626.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3635.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3644.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3653.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3662.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3668.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3674.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • 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
    3299.50
    0.00
    OIL
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT MSIP QUANTAGEO
    2950
    3678
    MDT
    3296
    3482
    MWD - ARCVIS TELE
    185
    1150
    MWD - ARCVIS TELE
    3022
    3675
    MWD - ARCVIS TELE SON SADN
    1150
    3022
    PEX ECS HNGS CMR
    3017
    3678
    VSI4
    313
    3668

  • 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
    185.0
    36
    185.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    1142.0
    17 1/2
    1150.0
    1.56
    FIT
    LINER
    9 5/8
    3017.0
    12 1/4
    3022.0
    1.51
    FIT
    OPEN HOLE
    3675.0
    8 1/2
    3675.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    186
    1.30
    45.0
    Bentonite/Polymer mud
    850
    1.30
    45.0
    Bentonite/Polymer mud
    1095
    1.34
    20.0
    XP-07
    1095
    1.30
    19.0
    XP-07
    1150
    1.39
    14.0
    XP-07
    1150
    1.30
    43.0
    Bentonite/Polymer mud
    1638
    1.39
    17.0
    XP-07
    2543
    1.39
    18.0
    XP-07
    3027
    1.30
    15.0
    XP-07
    3675
    1.30
    18.0
    XP-07