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

30/6-20

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.
    30/6-20
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/6-20
    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.
    506-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.03.1986
    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.
    13.04.1986
    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.
    13.04.1988
    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.
    03.10.2013
    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.
    SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    111.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3046.0
    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).
    3045.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.5
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 37' 20.52'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 42' 18.52'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6720920.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    483862.75
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    892

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-20 was drilled on the Lambda structure west of the Oseberg Field in the North Sea. Lambda, Alpha North, Theta and Theta South are all rotated fault blocks with the Jurassic sequence dipping towards the east-northwest. The primary objective was to prove hydrocarbons in the Statfjord Group up-dip of well 30/6-16 Theta. The Statfjord Group is truncated by the base Cretaceous Unconformity to the west, and by faults to the south and east. Planned TD was ca 40 m into the Triassic Hegre Group, at a depth of ca 3025 m RKB.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-20 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Scout on 10 March 1986 and drilled to TD at 3046 m in the Early Jurassic Statfjord Group. A pilot hole was drilled from 222 m to 620 m due to a shallow gas warning at 363 m. A thin sand with shallow gas was penetrated at this depth without creating any problem. Drilling proceeded without significant problems, but was delayed ca 8 days by bad weather. The well was drilled with sea water and viscous pills down to 620 m and with KCl/polymer mud from 620 m to TD.
    The Cook Formation came in at 2747 m, and Statfjord Group at 2937 m. The seismic reflector that was interpreted as top Statfjord Group proved to be top Cook Formation. This implies that the fault bounding to the east has a larger throw than first assumed. Both Cook Formation and Statfjord Group were found water bearing, but with some oil shows in the Cook Formation. RFT data indicated pressure communication between Cook and Statfjord. The first oil show in the well was described on claystone at 1990 m in the Balder Formation. Oil shows in thin limestones and claystones were seen also in the Shetland Group.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 13 April 1986 as a well with shows.
    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]
    630.00
    3045.00

  • 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
    222.0
    36
    500.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    603.0
    26
    623.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1611.0
    17 1/2
    2266.0
    2.25
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    300
    770
    CST
    2267
    3037
    DIL LSS GR
    605
    1597
    DIL LSS GR
    1611
    3045
    DLWD
    221
    3044
    LDL CAL GR
    605
    1597
    LDL CNL CAL GR
    1611
    3038
    RFT
    2765
    3022
    SHDT
    2220
    3036
    VSP
    928
    3040

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.86
    pdf
    2.79

  • 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
    0.21
    pdf
    0.25

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    139
    1.03
    WATER BASED
    14.04.1986
    193
    1.03
    WATER BASED
    10.03.1986
    222
    1.03
    WATER BASED
    11.03.1986
    500
    1.03
    WATER BASED
    12.03.1986
    620
    1.03
    WATER BASED
    17.03.1986
    620
    1.15
    19.0
    13.0
    WATER BASED
    21.03.1986
    620
    1.03
    WATER BASED
    13.03.1986
    620
    1.03
    WATER BASED
    16.03.1986
    620
    1.15
    WATER BASED
    18.03.1986
    623
    1.15
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    21.03.1986
    623
    1.15
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    24.03.1986
    623
    1.15
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    24.03.1986
    623
    1.15
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    24.03.1986
    1160
    1.15
    19.0
    15.0
    WATER BASED
    26.03.1986
    1396
    1.20
    20.0
    15.0
    WATER BASED
    01.04.1986
    1533
    1.39
    WATER BASED
    14.04.1986
    1606
    1.20
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    25.03.1986
    1606
    1.23
    20.0
    23.0
    WATER BASED
    25.03.1986
    1629
    1.25
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    25.03.1986
    1629
    1.25
    18.0
    19.0
    WATER BASED
    25.03.1986
    1790
    1.38
    22.0
    15.0
    WATER BASED
    25.03.1986
    2008
    1.38
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    25.03.1986
    2266
    1.38
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    02.04.1986
    2336
    1.38
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    03.04.1986
    2493
    1.39
    31.0
    15.0
    WATER BASED
    04.04.1986
    2594
    1.38
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    07.04.1986
    2702
    1.38
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    07.04.1986
    2837
    1.39
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    07.04.1986
    2958
    1.39
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    08.04.1986
    3046
    1.39
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    10.04.1986
    3046
    1.39
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    11.04.1986
    3046
    1.39
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    10.04.1986

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2267.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2370.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2435.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2443.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2645.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2673.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2687.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2695.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2715.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2740.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2932.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2977.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    3037.0
    [m]
    SWC
    R.R.I