Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/8-2

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.
    30/8-2
    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).
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/8-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9304-inline 840 & crossline 2490
    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.
    835-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    31
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.12.1995
    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.
    14.01.1996
    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.
    14.01.1998
    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.
    01.08.2010
    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.
    OIL 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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    99.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2405.0
    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).
    2405.0
    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.
    74
    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 CRETACEOUS
    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.
    JORSALFARE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 27' 24.51'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 21' 47.92'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6702613.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    464976.31
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2723

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/8-2 was drilled in the Viking Graben of the North Sea, about mid-way between the Hild and the Oseberg Sør Fields. The objective was to test the hydrocarbon potential of the Tertiary X1 prospect. The main target was a prognosed Heimdal Formation sand within the Lista Formation. Planned TD was at 2404 m in the uppermost Cretaceous.
    Operations and results
    Wildcat well 30/8-2 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 15 December 1995 and drilled to TD at 2405 m in the Late Cretaceous Jorsalfare Formation. Indications of shallow gas was observed as low gamma and high resistivity in a thin sand layer at 386 m. No significant problems were encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 1542 m and with KCl/polymer mud from 1542 m to TD.
    The prognosed Heimdal Formation was not present in the well but a sandstone rich interval assigned to the Hermod Formation was encountered. In the Hermod Formation, a total of 31 m net reservoir sand was calculated between 2075.5 m and 2137.5 m. A Petroleum Geochemistry Study of the reservoir interval indicated significant amounts of migrated hydrocarbons in the Hermod Formation. Traces of migrated hydrocarbons were detected also in thinner sands in the Balder and Våle Formations. The reservoir properties were excellent. An average porosity of approximately 30% has been calculated based on petrophysical evaluation. Permeabilities greater than 3500 mD are measured from core plugs. The hydrocarbon saturation is low and no evidence for moveable hydrocarbons was found in the log data. Fair to weak shows were recorded on cuttings from sandstones and limestone stringers from Top Balder Formation to TD, and good oil shows were recorded on sandstones in the cores.
    The interval 2129 m - 2152 m was cored (2 cores). The cores cover the lowermost part of the Hermod Formation, basal Sele Formation, and the upper part of the Lista Formation. An MDT fluid sampling at 2123.0 m recovered 9.7 l water/mud filtrate and some gas. No oil was recovered.
    The well was permanently abandoned on 14 January 1996 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]
    1550.00
    2405.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2129.0
    2133.6
    [m ]
    2
    2135.0
    2151.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    21.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2129-2133m
    Kjerne bilde med dybde: 2135-2140m
    Kjerne bilde med dybde: 2140-2145m
    Kjerne bilde med dybde: 2145-2150m
    Kjerne bilde med dybde: 2150-2151m
    2129-2133m
    2135-2140m
    2140-2145m
    2145-2150m
    2150-2151m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1604.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1659.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1823.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1887.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2007.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2019.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2035.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2048.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2063.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2075.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2088.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2105.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2115.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2125.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2131.0
    [m]
    C
    STRAT
    2132.0
    [m]
    C
    STRAT
    2136.0
    [m]
    C
    STRAT
    2137.0
    [m]
    C
    STRAT
    2140.0
    [m]
    C
    STRAT
    2143.0
    [m]
    C
    STRAT
    2144.0
    [m]
    C
    STRAT
    2145.0
    [m]
    C
    STRAT
    2146.0
    [m]
    C
    STRAT
    2149.0
    [m]
    C
    STRAT
    2151.0
    [m]
    C
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2208.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2225.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2255.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2285.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2295.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2315.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2338.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2352.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2357.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2367.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2382.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2395.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2405.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    9.81

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1604
    2392
    DLL MSFL DSI NGT D SP AMS
    1534
    2399
    FMS LDL CNL GR CAL AMS
    1535
    2403
    MDT GR AMS
    2019
    2352
    VELOCITY
    880
    2400

  • 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
    181.0
    36
    182.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1534.0
    17 1/2
    1542.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2129.0
    12 1/4
    2129.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2405.0
    8 1/2
    2405.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    182
    1.05
    water based
    857
    1.08
    water based
    1325
    1.42
    water based
    1542
    1.20
    water based
    1595
    1.42
    24.0
    water based
    2069
    1.42
    26.0
    water based
    2129
    1.42
    25.0
    water based
    2151
    1.42
    24.0
    water based
    2405
    1.42
    23.0
    water based

  • 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