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

30/4-2

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.
    30/4-2
    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
    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.
    30/4-2
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    230-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    183
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.11.1979
    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.
    16.05.1980
    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.
    16.05.1982
    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.
    10.04.2015
    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
    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/CONDENSATE
    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.
    123.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4775.0
    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).
    4764.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    163
    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° 31' 1.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 2' 46.22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6709524.95
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    447628.55
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    378

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/4-2 was drilled test an easterly dipping fault block on the western margin of the Viking Graben. The primary target was the Brent Group, which had already been proven to contain gas condensate by well 30/7-6 located 3 km to the South on the same structure. Secondary objectives were to test Palaeocene and Lower Eocene sandstones, and the Statfjord Formation. Well 30/7-2 had earlier encountered a hydrocarbon column with dry gas overlying heavy oil in the uppermost part of the Eocene Frigg Formation.
    Operations and results
    Well 30/4-2 was spudded with the semi-submersible installation SEDCO 707 on 16 November 1979 and drilled to TD at 4775 m in the Triassic Hegre Group. Bad weather caused some delay, and on 12 March, the drill string was hung-off due to adverse weather conditions. Whilst retrieving the running assembly an influx from the well was observed. The influx was bull-headed and it took five days before the well was in stable conditions again. Otherwise, no significant incident happened in the operations. The well was drilled with seawater and gel down to 1096 m, with lignosulphonate/Drispac/Gypsum mud from 1096 m to 2530 m, and with lignosulphonate/Poly-rx from 2530 to TD.
    The Frigg Formation was encountered water-wet without shows at 1820 m, 36.5 m below the OWC defined in the 30/7-2 Frigg discovery. The Brent Group was encountered at 3779 m. Brent contained gas/condensate and had excellent poroperm characteristics. The gas-water contact established between 3876.5 m and 3893.5 m in the Ness Formation. The Statfjord Formation was encountered water-wet at 4337 m with only some poor shows in the top. Pressure analysis showed that it was not communicating with the Brent Group.
    Thirteen full-hole cores were cut in well 30/4-2: two in the Tertiary, ten in the Jurassic Brent Group and one in the Dunlin formation. A total of 143.7 m core was recovered. A segregated RFT sample was take at 3827.5 m
    The well was permanently abandoned on 16 May 1980 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    One drill stem test was performed from the interval 3832 to 3838.1 m. The test produced 811300 Sm3 gas and 174 Sm3 condensate /day through two downhole 1/2" chokes and a 38/64" surface choke. The GOR was 4663 Sm3/Sm3, the oil gravity was 45 °API, and the gas gravity was 0.64 (air = 1). The maximum gauge temperature in the test was 134.4 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    288.00
    4774.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    2043.0
    2047.4
    [m ]
    3
    3784.0
    3784.9
    [m ]
    4
    3788.8
    3805.4
    [m ]
    5
    3805.4
    3822.3
    [m ]
    6
    3823.5
    3829.9
    [m ]
    7
    3829.9
    3834.7
    [m ]
    8
    3834.7
    3852.8
    [m ]
    9
    3853.1
    3871.3
    [m ]
    10
    3871.5
    3873.0
    [m ]
    11
    3873.0
    3891.4
    [m ]
    12
    3891.4
    3909.7
    [m ]
    13
    4239.5
    4257.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    142.7
    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
    261.0
    36
    264.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1105.0
    26
    1111.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2499.0
    17 1/2
    2506.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3694.0
    12 1/4
    3692.0
    2.09
    LOT
    LINER
    7
    4170.0
    8 1/2
    4172.0
    2.27
    LOT
    OPEN HOLE
    4751.0
    6
    4751.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3807
    3813
    15.0
    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
    6818
    812000
    0.802
    0.640
    199

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    2100
    2716
    CBL
    3505
    4153
    CBL
    3515
    4174
    CST
    0
    0
    DLL
    3717
    3964
    FDC CNL
    1120
    2115
    FDC CNL
    3925
    4196
    FDC CNL
    4184
    4772
    HDT
    3717
    4196
    HDT
    4185
    4501
    HRT
    2000
    2897
    ISF SON
    284
    1137
    ISF SON
    1100
    2525
    ISF SON
    1745
    2117
    ISF SON
    2490
    3723
    ISF SON
    3695
    3716
    ISF SON
    3925
    4197
    ISF SON
    4190
    3393
    ISF SON
    4405
    4775
    RDC CNL
    3717
    3966
    RFT
    3161
    3701
    RFT
    3782
    3782
    RFT
    3785
    3947
    RFT
    4349
    4476
    VS
    284
    3725
    VS
    3725
    4532

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    78.46

  • 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
    0.14
    pdf
    0.29

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    946
    1.06
    waterbased
    1532
    1.19
    waterbased
    2091
    1.28
    waterbased
    2977
    1.65
    waterbased
    3455
    1.70
    waterbased
    3942
    2.04
    waterbased
    4751
    2.09
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1070.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1100.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1110.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1160.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1190.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1220.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1370.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1769.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1796.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1823.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1877.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1904.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1931.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1958.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1994.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2021.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2045.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2075.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2102.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2220.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOCH