Brønnbane: 30/8-3 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	30/8-3
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	lenke til kart
Hovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.	NORTH SEA
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	30/8-3
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	30/8-3
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	NH 9304- INLINE 2100 & CROSSLINE 2372
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	190
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.	914-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VANGUARD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	54
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	13.11.1997
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.	05.01.1998
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.	05.01.2000
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.	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.	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.	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.	NESS FM
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.	92.5
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3720.0
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).	3718.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	7.4
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	135
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.	DRAKE FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	60° 26' 40.54'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 38' 58.02'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6701135.31
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	480709.17
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	3246

Well 30/8-3 was drilled just west of the Oseberg Sør Field in the North Sea. The primary objective of the well was the deltaic sands of the Tarbert Formation in the Brent Group. Draupne Formation wedge sand was a secondary objective. Furthermore, the well was placed in a position that should penetrate across the "A-East 1/A-East 3 fault zone in order to get cores and pressure data to evaluate fault seal capacity.

Operations and results

Wildcat well 30/8-3 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 13 November 1997 and drilled to TD at 3720 m in the Early Jurassic Drake Formation. Due to shallow gas warnings a 9 7/8" pilot hole was drilled from 214 to 440 m. No gas was observed, and the hole opened up to 17 1/2". The non-productive rig time was 35% of the total for this well. WOW caused 4 days down time. Down hole motor and bit was lost in the 121/4" section. Fishing took ca 10 hours. Unstable hole conditions with mud losses and gains were experienced in the interval 3263 to 3284 m. The hole was sealed off by squeezing cement into the formation and this cured the problem. There were also problems with the TD logging due to tight/sticky hole, lost MDT tool, and erratic signals from the tool causing ca 2.5 days fishing and repairs. The well was drilled with spud mud down to 1588 m, and with KCl/Polymer mud from 1588 m to 3720 m.

There were no indications of reservoir deposits in the Viking Group section. The Tarbert 2 reservoir was penetrated at 3333.0 m, one meter deeper than prognosed. A total of 64.5 m net reservoir was calculated between 3333 m and 3419 m, giving a net to gross ratio of 0.75, somewhat higher than expected. The Tarbert 2 reservoir was dry, with very weak shows of hydrocarbons. A Petroleum Geochemistry study concluded that there were no indications of migrated hydrocarbons within the Tarbert 2 reservoir section. The reservoir properties were moderately good. The average porosity was 17.3 %, slightly higher than prognosed. The majority of the permeability measurements were between 1 mD and 100 mD. The Ness Formation channels, 18 m net, contained gas/condensates. No fluid contacts could be established.

Well 30/8-3 showed about 20 bar overpressure in Tarbert 2, indicating a main pressure barrier between the A-Main and the A-East structures.

Two cores were cut from 3342 to 3435 m in the Tarbert 2 reservoir section. A third core was cut from 3531 to 3559 m to cover a prognosed fault. From FMS data it was later observed that the fault cut the well in a deeper position, between 3645 m and 3659 m. Two MDT fluid samples were collected from 3601.7 m and 3635.3 m.

The well was permanently abandoned on 5 January 1998 as a gas/condensate discovery.

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]
1600.00	3720.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	3342.0	3378.9	[m ]
2	3379.0	3435.0	[m ]
3	3531.0	3559.2	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	121.0

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

3342-3347m	3347-3352m	3352-3357m	3357-3362m	3362-3367m

3367-3372m	3372-3377m	3377-3378m	3379-3384m	3384-3389m

3389-3394m	3394-3399m	3399-3404m	3404-3409m	3409-3414m

3414-3419m	3419-3424m	3424-3429m	3429-3434m	3434-3435m

3531-3536m	3536-3541m	3541-3546m	3546-3551m	3551-3556m

3556-3559m

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
115	NORDLAND GP
609	UTSIRA FM
885	NO FORMAL NAME
915	HORDALAND GP
915	SKADE FM
974	NO FORMAL NAME
1077	NO FORMAL NAME
1142	NO FORMAL NAME
1538	GRID FM
1558	NO FORMAL NAME
2111	ROGALAND GP
2111	BALDER FM
2180	SELE FM
2239	LISTA FM
2389	VÅLE FM
2431	SHETLAND GP
2431	HARDRÅDE FM
2454	JORSALFARE FM
2649	KYRRE FM
3044	TRYGGVASON FM
3141	SVARTE FM
3189	CROMER KNOLL GP
3189	MIME FM
3192	VIKING GP
3192	DRAUPNE FM
3197	HEATHER FM
3252	BRENT GP
3252	TARBERT FM
3473	NESS FM
3659	UNDIFFERENTIATED
3663	DUNLIN GP
3663	DRAKE FM

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
3246_30_8_3_COMPLETION_REPORT	pdf	6.17

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CST GR	3134	3250
CST GR	3294	3712
FMS NGT ACTS	3249	3712
GR DSI ACTS	3007	3714
HALS TLD HGNS ACTS	3719	3249
MDT GR AMS	3335	3340
MDT GR AMS	3338	3635
MDT GR AMS	3495	3510
MDT GR AMS	3545	3660
VELOCITY	3000	3750

Foringsrør og formasjonsstyrketester

Foringsrør og formasjonsstyrketester
Type utforing	Utforing diam. [tommer]	Utforing dybde [m]	Brønnbane diam. [tommer]	Brønnbane dyp [m]	Type formasjonstest
CONDUCTOR	30	212.0	36	214.0	LOT
PILOT HOLE		440.0	9 7/8	440.0	LOT
SURF.COND.	13 3/8	1581.0	17 1/2	1588.0	LOT
INTERM.	9 5/8	3249.0	12 1/4	3260.0	LOT
OPEN HOLE		3720.0	8 1/2	3720.0	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
139	1.05		water based
214	1.05		water based
350	1.05		water based
440	1.05		water based
740	1.05		water based
1588	1.20		water based
2123	1.45	34.0	water based
2240	1.45	35.0	water based
2500	1.43	32.0	water based
3045	1.45	37.0	water based
3179	1.45	36.0	water based
3260	1.46	34.0	water based
3284	1.62	36.0	water based
3308	1.62	39.0	water based
3342	1.62	37.0	water based
3531	1.32	23.0	water based
3720	1.37	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	Dokumentstørrelse [MB]
3246_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.24

30/8-3