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

30/8-4 S

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.
    30/8-4 S
    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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    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.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/8-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey NH02M1-inline 1886 & x-line 1393
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1211-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.11.2008
    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.
    04.02.2009
    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.
    04.02.2011
    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.
    04.02.2011
    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
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    93.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4210.0
    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).
    4154.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    18
    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.
    MIDDLE 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.
    NESS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 20' 5.03'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 36' 9.32'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6688913.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    478056.63
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5974

  • Brønnhistorie
    General
    The Curran well 30/8-4 S was drilled west of the Osebeg Sør field in the Viking Graben of the North Sea. The purpose of the exploration well 30/8-4 S was to prove commercial hydrocarbon volumes in the Curran structure, assess reservoir quality, determine fluid type and contacts and to verify regional sedimentology and provide input to depositional models.
    Operations and results
    Wildcat well 30/8-4 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 29 November 2008 and drilled to TD at 4210 m (4154.5 m TVD) in the Middle Jurassic Ness Formation. No significant technical problem was encountered in the operations. Due to shallow gas warning, a 9 7/8" pilot hole was drilled from 185 m to 348 m. No shallow gas was seen. Well path was vertical down to 2700 m. Angle was built to around 16 deg at 3110 m. From here, a ca 16 deg angle was kept all the way to TD. The well was drilled with Seawater and bentonite sweeps down to 1062 m, with Glydril mud from 1062 m to 3238 m, and with Versatec oil based mud from 3238 m to TD.
    The expected large wedge of Late Jurassic turbidite deposits (Intra Draupne sandstone) was not found. Instead, the Heather formation was shallower and a well-developed Middle Heather (Middle Bathonian to Late Callovian) and Lower Heather (Early to late Bathonian age) was observed at well location. The Brent Group, Tarbert Formation, was found deeper than expected at 3899.5 m (3857.2 m TVD). The Middle Tarbert Formation at 3985.5 m (3939.6 m TVD) was oil bearing down to an ODT contact at 4003.7 m (3954 m TVD), giving a 14 m TVD oil column. PVT analyses of oil samples gave a single flash GOR of 427 Sm3/Sm3 and a stock tank oil density of 0.827 g/cm3 (i.e. light oil). The reservoir quality was poor, based on core analysis and logging data. Curran is evaluated to be a minor oil discovery. Oil shows were recorded in the top part of both of the cores otherwise no oil shows are reported from the well.
    Two cores were cut in the well. Core 1 was cut at 3910.5 to 3937.7 m in the Upper Tarbert Formation and core 2 was cut at 3988.5 to 4042.5 m in the Middle Tarbert Formation. Oil sampling was performed with MDT and dual packer (Mini-DST) at 3987.5 m in Middle Tarbert Formation. The oil samples were contaminated 10-11% with oil based mud. Water sampling was performed at 4025.6 m in the Middle Tarbert Formation.
    The well was permanently abandoned on 4 February 2009 as a minor oil 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]
    2320.00
    4211.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3910.5
    3932.9
    [m ]
    2
    3988.5
    4041.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    75.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3779.0
    [m]
    DC
    CGG
    3788.0
    [m]
    DC
    CGG
    3896.0
    [m]
    DC
    CGG
    3911.2
    [m]
    C
    CGG
    3922.6
    [m]
    C
    CGG
    3929.0
    [m]
    C
    CGG
    4003.1
    [m]
    C
    CGG
    4004.7
    [m]
    C
    CGG
    4005.7
    [m]
    C
    CGG
    4006.1
    [m]
    C
    CGG
    4010.1
    [m]
    C
    CGG
    4014.2
    [m]
    C
    CGG
    4021.1
    [m]
    C
    CGG
    4026.3
    [m]
    C
    CGG
    4031.9
    [m]
    C
    CGG
    4034.4
    [m]
    C
    CGG
    4041.2
    [m]
    C
    CGG
    4121.0
    [m]
    DC
    CGG
    4127.0
    [m]
    DC
    CGG
    4151.0
    [m]
    DC
    CGG
    4154.0
    [m]
    DC
    CGG

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    OIL
    19.01.2009 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.12

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX HNGS ECS
    3275
    3275
    AIT PEX HNGS ECS
    3965
    3965
    DSI PEX
    2306
    3220
    HF AIT PEX XPT
    3246
    3890
    HF AIT PEX ZPT HNGS
    3210
    4210
    HF CMR ECS
    3875
    4200
    HF MDT
    3987
    4048
    HF MDT MRPA
    3988
    4026
    HF MDT MRPA MRPC
    3940
    3940
    HF OBMI2 MSIP PPC1
    3210
    4180
    MWD - TELESCOPE
    120
    186
    MWD - TELESCOPE ARCRES
    186
    348
    MWD - TELESCOPE ARCRES
    186
    2318
    MWD - TELESCOPE ARCRES GVR
    3218
    4210
    OBMI2 GPIT PPC
    3290
    3290
    OBMI2 PPC1 MSIP PPC
    3275
    3275
    PEX PPC1 HNGS
    3275
    3275
    ZO VSP
    2009
    4190

  • 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
    181.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1048.0
    26
    1062.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2306.0
    17 1/2
    2316.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3210.0
    12 1/4
    3238.0
    1.93
    LOT
    OPEN HOLE
    4210.0
    8 1/2
    4210.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2155
    1.37
    23.0
    Glydril
    2283
    1.40
    24.0
    Glydril
    2313
    1.55
    28.0
    Versatec
    2313
    1.42
    26.0
    Glydril
    2411
    1.45
    24.0
    Versatec
    2900
    1.73
    49.0
    Versatec
    3086
    1.51
    29.0
    Versatec
    3218
    1.53
    31.0
    Versatec
    3231
    1.60
    37.0
    Versatec
    3310
    1.73
    49.0
    Versatec
    3500
    1.71
    41.0
    Versatec
    3873
    1.71
    40.0
    Versatec
    3910
    1.73
    41.0
    Versatec
    4126
    1.73
    43.0
    Versatec
    4203
    1.76
    50.0
    Versatec
    4302
    1.73
    49.0
    Versatec