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

30/6-2

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.
    30/6-2
    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).
    APPRAISAL
    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.
    30/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Line 703. 125. SP643
    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.
    225-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.09.1979
    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.
    11.12.1979
    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.
    11.12.1981
    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.
    08.12.2015
    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.
    APPRAISAL
    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/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.
    NO
    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").
    2890.0
    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).
    2889.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    78
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 32' 12.16'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 46' 11.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6711366.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    487365.31
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    381

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-2 was drilled to appraise the 30/6-1 Oseberg discovery. Well 30/6-1 found gas in the Brent Group and water-filled reservoirs in the Dunlin and Statfjord groups. The primary objectives were to test the Dunlin and Statfjord sandstones in a structurally higher setting on the Oseberg Alpha structure. Secondary objective was appraisal of the Brent Group hydrocarbons.
    Operations and results
    Appraisal well 30/6-2 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 24 September 1979 and drilled to TD at 2890 m in the Triassic Hegre Group. Tight hole became a serious problem at 1313 m. This was cured with salt water and diesel addition. Five days were counted as non-productive due to bad weather and fishing for lost objects in hole. The well was drilled with spud mud down to 736 m, and with Chromium-Lignosulphonate/bentonite mud from 736 m to TD. After the diesel addition at 1313 m the mud contained 8% diesel. The diesel content became slowly diluted to 0.25% at TD.
    The Brent Group was penetrated from 2191 to 2237. It is 46 m thick and gas bearing. The hydrocarbon/water contact was not seen in the well. The underlying Dunlin and Statfjord groups were both water bearing. Oil shows were described on cuttings and 39% water saturation was calculated, from top Brent and all through the Shetland Group up to 2165 m. Further oil shows on cuttings and core were described at 1945 to 1955 m in the Balder Formation, on cores and cuttings in the Dunlin Group, and on the Statfjord core.
    A total of seven cores were recovered in the interval from 2202 to 2238.5 m in the Brent Group, 2435 m to 2437.5 m, and 2444.5 to 2454.5 m in the Dunlin Group, and 2571 to 2577 m in the top of the Statfjord Group. An RFT gas sample was taken at 2222.3 m.
    The well was permanently abandoned on 11 December as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    A drill stem test was performed from the interval 2212 to 2222 m.
    The test produced 722000 Sm3 gas and 212 Sm3 oil /day through a 1" choke. The GOR was 3400 Sm3/Sm3, the oil gravity was 59 °API, and the gas gravity was 0.66 (air = 1). Water, sand or H2S were not observed, but 0.3 - 0.6% CO2 was recorded.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    180.00
    2890.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2202.0
    2205.2
    [m ]
    2
    2205.5
    2209.3
    [m ]
    3
    2210.0
    2227.5
    [m ]
    4
    2227.5
    2237.8
    [m ]
    5
    2435.0
    2437.5
    [m ]
    6
    2444.5
    2452.3
    [m ]
    7
    2571.0
    2577.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    51.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2202-2204m
    Kjerne bilde med dybde: 2204-2205m
    Kjerne bilde med dybde: 2205-2208m
    Kjerne bilde med dybde: 2208-2209m
    Kjerne bilde med dybde: 2210-2212m
    2202-2204m
    2204-2205m
    2205-2208m
    2208-2209m
    2210-2212m
    Kjerne bilde med dybde: 2212-2215m
    Kjerne bilde med dybde: 2215-2218m
    Kjerne bilde med dybde: 2218-2220m
    Kjerne bilde med dybde: 2220-2223m
    Kjerne bilde med dybde: 2223-2226m
    2212-2215m
    2215-2218m
    2218-2220m
    2220-2223m
    2223-2226m
    Kjerne bilde med dybde: 2226-2227m
    Kjerne bilde med dybde: 2227-2230m
    Kjerne bilde med dybde: 2230-2232m
    Kjerne bilde med dybde: 2232-2235m
    Kjerne bilde med dybde: 2235-2237m
    2226-2227m
    2227-2230m
    2230-2232m
    2232-2235m
    2235-2237m
    Kjerne bilde med dybde: 2435-2437m
    Kjerne bilde med dybde: 2444-2447m
    Kjerne bilde med dybde: 2447-2449m
    Kjerne bilde med dybde: 2449-2452m
    Kjerne bilde med dybde: 2571-2573m
    2435-2437m
    2444-2447m
    2447-2449m
    2449-2452m
    2571-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2576m
    Kjerne bilde med dybde: 2576-2577m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2573-2576m
    2576-2577m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    8100.0
    [ft]
    C
    8200.0
    [ft]
    DC
    8300.0
    [ft]
    DC
    8400.0
    [ft]
    DC
    8500.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    8800.0
    [ft]
    DC
    10760.0
    [ft]
    DC
    10860.0
    [ft]
    DC
    10950.0
    [ft]
    DC
    11060.0
    [ft]
    DC
    11160.0
    [ft]
    DC
    11250.0
    [ft]
    DC
    11360.0
    [ft]
    DC
    11460.0
    [ft]
    DC
    11500.0
    [ft]
    DC
    11540.0
    [ft]
    DC
    11600.0
    [ft]
    DC
    11700.0
    [ft]
    DC
    11800.0
    [ft]
    DC
    11900.0
    [ft]
    DC
    12000.0
    [ft]
    DC
    12110.0
    [ft]
    DC
    12200.0
    [ft]
    DC
    12300.0
    [ft]
    DC
    12390.0
    [ft]
    DC
    12490.0
    [ft]
    DC
    12600.0
    [ft]
    DC
    12690.0
    [ft]
    DC
    12790.0
    [ft]
    DC

  • 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
    DST1A
    2212.00
    2222.00
    CONDENSATE
    01.12.1979 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.84
    pdf
    0.85

  • 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
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    29.34

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2212
    2222
    19.1
    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
    191
    646000
    0.740
    0.650
    3397

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    280
    2378
    DLL MSFL GR
    1702
    2885
    FDC CNL GR CAL
    1702
    2886
    FDC GR CAL
    900
    1713
    HDT
    1702
    2886
    ISF SON GR SP
    125
    2885
    VELOCITY
    655
    2880

  • 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
    177.0
    36
    178.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    901.0
    26
    915.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1704.0
    17 1/2
    1715.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2389.0
    12 1/4
    2400.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    2890.0
    8 1/2
    2890.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    480
    1.10
    44.0
    waterbased
    880
    1.06
    39.0
    waterbased
    925
    1.10
    50.0
    waterbased
    1085
    1.12
    42.0
    waterbased
    1375
    1.30
    waterbased
    1560
    1.35
    waterbased
    1715
    1.40
    waterbased
    1980
    1.50
    waterbased
    2400
    1.34
    waterbased
    2442
    1.35
    53.0
    waterbased