Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-5 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.
    30/9-5 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
    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.
    30/9-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NOD 3 - 84 - 19 SP. 1330
    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.
    467-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    54
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.05.1985
    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.
    19.07.1985
    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.
    19.07.1987
    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.
    07.01.2015
    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.
    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.
    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.
    103.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2980.0
    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).
    2963.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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 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° 21' 31.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 53' 37.09'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6691522.47
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    494131.32
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    478

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-5 S was drilled on the "J" prospect close to the western margin of the Horda Platform. The structure is bounded by Jurassic strata dipping down into the north, east and south and by the main Horda Platform fault to the west. The primary objective was to prove hydrocarbon accumulation in the Etive Formation of the Brent Group. Secondary objectives were possible hydrocarbons in sandstones if present in the Heather-Drake- and Cook Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-5 S was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 27 May 1985 and drilled to TD at 2980 m (2963 m TVD) in the Triassic Hegre Group. Due to shallow gas indications on the site survey seismic the well location was moved approximately 150 m. The well was then deviated from a kick off point at 1000 m to reach the planned target. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and gel down to 910 m, with KCl/polymer mud from 910 m to 1935 m, and with NaCl/polymer mud from 1935 m to TD.
    The well encountered a gas bearing Cook Formation and minor amounts of gas in the Brent Group. No additional hydrocarbon bearing reservoirs were encountered by the well.
    The Brent Group (2236-2253 m, 2222-2239 m TVD) was found severely eroded in the well with poorly developed sands. The net sand distribution is limited to a thin layer at the top of the formation. The rest of the formation appears to be very silty. The gross thickness is 17 m with a net pay of only 0.5 m. The average porosity is 20.2% and the water saturation 58.2%. The Cook Formation (2447-2466 m, 2433-2452 m TVD) has moderately good reservoir qualities in the upper part but is silty and tight in the lower part. The gross thickness is 19 m and the net pay is 7.9 m. The average porosity is 20.4% and the water saturation 24.7%. The Statfjord Formation was encountered water bearing at 2604 m (2589.5 m TVD). In addition to shows in the hydrocarbon-bearing sandstones in the Brent and Cook formations, local weak shows were recorded in the uppermost Statfjord Group sandstone, while continuous shows were described in dolomite stringers at 1945 m to 1960 m in the Balder Formation and at 2160 m to 2185 m in the massive limestones at the top of the Shetland Group.
    Two conventional cores were cut in the well, one in the Cook Formation from 2455 m to 2473.2 m, and one in the Statfjord Formation from 2608 m to 2626.3 m. Two RFT runs were performed and 25 pressure recordings were done. Segregated samples were taken at 2452 m in the Cook Formation (gas, a little condensate, and water) and at 2238.5 m in the Brent Group (gas, trace condensate, and water).
    The well was permanently abandoned on 19 July 1985 as a gas discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    2980.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2455.0
    2472.3
    [m ]
    2
    2608.0
    2626.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    35.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2460m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2472m
    Kjerne bilde med dybde: 2608-2613m
    2455-2460m
    2460-2465m
    2465-2470m
    2470-2472m
    2608-2613m
    Kjerne bilde med dybde: 2613-2618m
    Kjerne bilde med dybde: 2618-2623m
    Kjerne bilde med dybde: 2623-2626m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2613-2618m
    2618-2623m
    2623-2626m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2242.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2248.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2251.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2253.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2255.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2258.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2262.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2266.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2281.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2298.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2305.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2320.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2334.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2349.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2357.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2368.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2382.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2392.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2404.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2414.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2425.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2435.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2448.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2470.0
    [m]
    C
    RRI
    2488.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2618.0
    [m]
    C
    RRI
    2624.0
    [m]
    C
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.15
    pdf
    1.78
    pdf
    0.81
    pdf
    0.64

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.26
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.81
    pdf
    13.49

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    125
    1908
    CST
    2080
    2502
    CST
    2522
    2979
    DLL MSFL GR CAL
    2220
    2645
    ISF LSS GR SP
    126
    2985
    LDL CNL CAL GR
    1908
    2985
    LDL GR CAL
    895
    1912
    MWD RESISTIVITY
    2028
    2929
    NGT
    2220
    2979
    RFT
    2238
    2940
    RFT
    2238
    0
    SHDT
    1908
    2985
    VSP
    128
    2985

  • 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
    216.0
    36
    219.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    894.0
    26
    910.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1908.0
    17 1/2
    1935.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    2980.0
    12 1/4
    2980.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    219
    1.05
    WATER BASED
    29.05.1985
    219
    1.05
    WATER BASED
    31.05.1985
    219
    1.05
    WATER BASED
    31.05.1985
    549
    1.10
    3.0
    25.0
    WATER BASED
    31.05.1985
    885
    1.09
    6.0
    14.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    885
    1.09
    8.0
    34.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    885
    1.09
    8.0
    34.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    897
    1.20
    9.0
    14.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    910
    1.03
    WATER BASED
    06.06.1985
    910
    1.12
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    06.06.1985
    910
    1.03
    WATER BASED
    06.06.1985
    910
    1.23
    21.0
    15.0
    WATER BASED
    06.06.1985
    910
    1.12
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    06.06.1985
    1000
    1.15
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    06.06.1985
    1188
    1.17
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    1343
    1.25
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    1525
    1.30
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    1714
    1.35
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    1746
    1.35
    24.0
    12.0
    WATER BASED
    11.06.1985
    1935
    1.30
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    16.06.1985
    1935
    0.00
    WATER BASED
    30.06.1985
    1935
    1.30
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    13.06.1985
    1935
    1.31
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    16.06.1985
    1935
    1.30
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    16.06.1985
    1935
    1.30
    27.0
    8.0
    WATER BASED
    30.06.1985
    1935
    1.30
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    13.06.1985
    1935
    1.30
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    13.06.1985
    1935
    1.31
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    16.06.1985
    1935
    0.00
    WATER BASED
    16.06.1985
    1935
    0.00
    WATER BASED
    23.06.1985
    1935
    0.00
    WATER BASED
    26.06.1985
    1935
    1.30
    27.0
    8.0
    WATER BASED
    30.06.1985
    2028
    1.30
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    30.06.1985
    2171
    1.30
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    01.07.1985
    2250
    1.29
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    02.07.1985
    2367
    1.25
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    03.07.1985
    2455
    1.25
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    04.07.1985
    2471
    1.25
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    10.07.1985
    2529
    1.25
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    10.07.1985
    2588
    1.25
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    10.07.1985
    2608
    1.25
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    10.07.1985
    2659
    1.25
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    10.07.1985
    2775
    1.25
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    10.07.1985
    2905
    1.25
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    14.07.1985
    2947
    1.25
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    14.07.1985
    2980
    1.25
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    14.07.1985
    2980
    1.25
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    15.07.1985
    2980
    1.26
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.07.1985
    2980
    1.25
    29.0
    13.0
    WATER BASED
    14.07.1985
    2980
    1.25
    28.0
    13.0
    WATER BASED
    16.07.1985
    2980
    1.25
    29.0
    13.0
    WATER BASED
    14.07.1985
    2980
    1.25
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    15.07.1985
    2980
    1.25
    28.0
    13.0
    WATER BASED
    16.07.1985
    2980
    1.26
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.07.1985

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.23