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

30/7-8 R

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.
    30/7-8 R
    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.
    30/7-8
    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.
    269-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    127
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.09.1981
    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.
    29.01.1982
    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.
    05.07.2016
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    29.01.1982
    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.
    05.07.2016
    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.
    TARBERT 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").
    4813.0
    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).
    4812.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    160
    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° 29' 43.08'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 0' 20.56'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6707144.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    445370.62
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    506

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/7-8 R is a re-entry of well 30/7-8, which was suspended with TD at 4287 m due to technical problems, without fulfilling the well objectives. The well was drilled on the Norwegian part of the Shetland Basin in the northern North Sea. The objectives were to test the hydrocarbon potential in the Middle Jurassic Brent Group (primary objective), and the Early Jurassic Cook Formation and Statfjord Group (secondary objectives).
    Operations and results
    Appraisal well 30/7-8 was re-entered with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 23 November 1980. It was kicked off at 3755 m and drilled to final TD at 4813 m in the Late Triassic Hegre Group. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with Spersene/XP-20/Resinex/Drispac water based mud from kick-off to TD.
    The primary target reservoir, Tarbert Formation came in at 4058 m. It contained gas condensate with a gas/water contact at 4112 +/- 5 m, based on pressure gradients. Shows were described on cuttings and cores over the interval 4489.3 to 4555 m in the Statfjord Group, Nansen Formation.
    Ten cores were cut in the well. Cores 1 - 8 were cut from 4062.3 m to 4159.3 m in the primary target Tarbert Formation sandstones, while cores nine and ten were cut in the intervals 4489.3 to 4502.5 m and 4527.1 to 4540.6 m, both in the Statfjord Group. The core depths are 4-5 m deeper than the logger depths. RFT fluid samples from 4105 m recovered gas, condensate, water and mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 29 January 1982 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    One drill stem test was performed from perforations in the interval 4064 to 4070 m. The test produced 478 Sm3 condensate and 617590 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. The separator GOR was 1291 Sm3/Sm3, the condensate gravity was 41.3 °API, and the gas gravity was 0.679 (air = 1). The gas contained 2.3% CO2. The bottom hole temperature measured in the test was 143 °C.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4062.3
    4075.8
    [m ]
    2
    4075.8
    4083.0
    [m ]
    3
    4083.0
    4093.8
    [m ]
    4
    4093.8
    4105.8
    [m ]
    5
    4105.8
    4123.9
    [m ]
    6
    4123.9
    4133.0
    [m ]
    7
    4133.0
    4148.7
    [m ]
    8
    4148.7
    4155.5
    [m ]
    9
    4489.6
    4501.8
    [m ]
    10
    4527.1
    4540.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    105.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4489-4494m
    Kjerne bilde med dybde: 4494-4498m
    Kjerne bilde med dybde: 4498-4501m
    Kjerne bilde med dybde: 4527-4531m
    Kjerne bilde med dybde: 4531-4536m
    4489-4494m
    4494-4498m
    4498-4501m
    4527-4531m
    4531-4536m
    Kjerne bilde med dybde: 4536-4540m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4536-4540m

  • 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
    215.0
    36
    215.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    926.0
    26
    1011.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2633.0
    17 1/2
    2648.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3726.0
    12 1/4
    3741.0
    2.08
    LOT
    LINER
    7
    4379.0
    8 3/8
    4394.0
    2.24
    LOT
    OPEN HOLE
    4812.0
    6
    4812.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4064
    4070
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    143
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    445
    617590
    0.810
    0.680
    1291

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    3626
    4379
    CST
    3730
    4808
    CYBERDIP
    3721
    4811
    DLL MSFL
    4050
    4728
    HDT
    3721
    4811
    ISF SON
    3721
    4811
    ISF SON LDT CNL
    3721
    4391
    ISF SON MSFL
    4378
    4811
    LDT CNL
    3721
    4811
    NGT
    4000
    4370
    RFT
    4059
    4284
    RFT
    4062
    4105
    RFT
    4487
    4719
    VSP
    780
    4800

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64
    pdf
    0.64

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.26
    pdf
    28.57

  • 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
    0.20

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    300
    1.04
    53.0
    Waterbased
    800
    1.03
    27.0
    Waterbased
    970
    1.04
    27.0
    Waterbased
    1260
    1.10
    47.0
    Waterbased
    1700
    1.30
    46.0
    Waterbased
    1830
    1.26
    47.0
    Waterbased
    2650
    1.56
    48.0
    Waterbased
    3010
    1.63
    50.0
    Waterbased
    3390
    1.69
    50.0
    Waterbased
    3750
    1.96
    85.0
    Waterbased
    4000
    1.99
    55.0
    Waterbased
    4200
    2.03
    51.0
    Waterbased
    4400
    2.04
    54.0
    Waterbased
    4812
    2.04
    59.0
    Waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4062.3
    [m]
    C
    IKU
    4062.4
    [m]
    C
    RRI
    4067.8
    [m]
    C
    IKU
    4068.3
    [m]
    C
    RRI
    4070.5
    [m]
    C
    IKU
    4074.0
    [m]
    C
    IKU
    4077.3
    [m]
    C
    RRI
    4082.0
    [m]
    C
    RRI
    4083.0
    [m]
    C
    IKU
    4083.4
    [m]
    C
    RRI
    4089.8
    [m]
    C
    RRI
    4102.2
    [m]
    C
    RRI
    4105.8
    [m]
    C
    RRI
    4107.0
    [m]
    C
    RRI
    4107.7
    [m]
    C
    IKU
    4108.4
    [m]
    C
    RRI
    4115.0
    [m]
    C
    RRI
    4118.7
    [m]
    C
    IKU
    4123.9
    [m]
    C
    IKU
    4130.8
    [m]
    C
    RRI
    4132.8
    [m]
    C
    IKU
    4136.5
    [m]
    C
    IKU
    4155.5
    [m]
    C
    IKU
    4170.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4178.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4207.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4217.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4230.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4241.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4249.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4260.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4271.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4325.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4345.0
    [m]
    DC
    IKU
    4375.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4375.0
    [m]
    DC
    IKU
    4383.9
    [m]
    SWC
    IKU
    4385.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4398.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4405.0
    [m]
    DC
    IKU
    4417.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4429.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4455.0
    [m]
    DC
    IKU
    4465.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4470.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4475.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4478.0
    [m]
    DC
    IKU
    4540.0
    [m]
    DC
    IKU
    4570.0
    [m]
    DC
    IKU
    4582.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4590.0
    [m]
    DC
    IKU
    4600.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4605.0
    [m]
    DC
    IKU
    4615.0
    [m]
    DC
    IKU
    4625.0
    [m]
    DC
    IKU
    4631.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4640.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4645.0
    [m]
    DC
    IKU
    4658.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4665.0
    [m]
    DC
    IKU
    4680.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4685.0
    [m]
    DC
    IKU
    4692.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4705.0
    [m]
    DC
    IKU
    4712.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4725.0
    [m]
    DC
    IKU
    4745.0
    [m]
    DC
    IKU
    4751.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4755.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4765.0
    [m]
    DC
    IKU
    4773.0
    [m]
    SWC
    IKU

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4532.43
    [m ]
    4527.76
    [m ]