Gi hele eller deler av navn på brønnbane, lisens, felt , selskap, innretning etc. Feks. Aker, Statfjord, 24/12, ABP21014. Det søkes ikke i innholdet i sidene.
Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
30/9-2 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.
PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
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.
ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
30/9-2
Seismisk lokalisering
Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
ST 8006 - 117 SP 1505
Boreoperatør
Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen 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.
370-L2
Utvinningstill. ved brønnhodeposisjon
Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.
Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
01.06.1986
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.
07.07.1986
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.
07.07.1986
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.
07.07.1988
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.
28.05.2003
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).
YES
Årsak til gjenåpning
Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
TESTING/PLUGGING
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/GAS
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.
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.
105.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
2830.0
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).
2830.0
Maks inklinasjon [°]
Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
12
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt.
Se beskrivelse.
107
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° 27' 53'' N
ØV grader
Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
2° 49' 13.03'' E
NS UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
6703339.30
ØV UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
490116.41
UTM sone
Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
31
NPDID for brønnbanen
Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
The wildcat 30/9-2 was planned as the first well on the Gamma structure in block 30/9. Well 30/6-9 had previously penetrated the structure but this well failed to encounter the oil/water contact. The primary objectives of 30/9-2 were to verify the reserve estimate for the main part of the gamma structure and penetrate the oil/water contact in the lower part of the Brent Group. Additional objectives were to obtain core material from the oil zone in the Etive Formation and perform a water injection test in this, obtain information on the quality of the reservoir in the water zone and stratigraphical information on the southern part of the Gamma structure.& The well was temporarily abandoned for about one year and then re-entered for an extended test.
Operations and results
Wildcat well 30/9-2 was spudded with the semi-submersible installation "Nortrym" on 1 April 1983 and drilled to a total depth of 2830 m in the Early Jurassic Dunlin Group. The well was drilled using water-based mud down to the 12 1/4" hole at 1715 m. The 12 1/4" hole was drilled to TD using oil based mud ("ENVIROMUL" and "IL 2832 oil" as oil base). While running the 13 3/8" casing, this got stuck at 1334 m. The casing was worked free using diesel in the mud and the casing was set at 1680 m. After drilling the 12 1/4" hole to 2203 m the drill pipe got stuck with the bit at 2170 m. Several unsuccessful attempts were made to free the pipe. The drill pipe was then backed off and the well was cemented back and sidetracked from 1482.5 m.
The Brent Group sandstones (2578-2767 m) RKB were hydrocarbon bearing down to 2737m where an oil/water contact was encountered within the Etive Formation sandstones (2698-2767m).& No additional hydrocarbon bearing reservoirs were encountered by this well. Poor hydrocarbon shows reported from Upper Cretaceous limestones were considered uninteresting. The Ness Formation (2578-2698 m) consisted of very fine to coarse-grained sandstones with interbedded shales, coals and occasional siltstones.& The Etive Formation consisted of very fine to predominantly medium grained homogeneous sandstones with pebble beds in the upper part.& The sandstones were locally micaceous and carbonaceous and contained stringers with abundant calcareous cement.& Twelve conventional cores were cut continuously from 2591 m near the top of the Ness Formation and down into the top of the Drake Formation shales at 2777 m. FMT pressure recordings and sampling were performed in the well.& Samples of oil and gas were obtained from the FMT samples at 2599.5 m (Ness Formation) and 2728 m (Etive Formation).& Samples of water/filtrate were obtained from the samples at 2639.5 m (Ness Formation) and 2755 m (Etive Formation).
The well was temporarily abandoned as an oil and gas appraisal on 12 July 1983. The well was re-entered as 30/9-2 R on 1 June 1986 for a test production. The re-entry was formally completed on 7 July, and subsequently re-classified to 30/9-T-2 for the test production.&
Testing
Four DST's were performed in the well, two in the Etive Formation (DST1 from 2738 m to 2737 m and DST2 from 2704 m to 2728 m) and two in the Ness Formation (DST3 2685 m to 2693 m and DST4 from 2595 m to 2604 m). The DST performed in the lower part of the Etive Formation was a combined production and injection test, which produced water. The other DST's produced oil and gas.
PDF