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

30/8-5

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.
    30/8-5
    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.
    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.
    JUNKED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    30/8-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CGG NVT Inline 5142. Xline 21880
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1678-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    80
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.12.2017
    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.
    19.02.2018
    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.
    19.02.2018
    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.
    19.02.2020
    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.
    19.02.2020
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NOT APPLICABLE
    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).
    30.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    92.2
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3563.0
    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).
    3561.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    136
    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.
    SHETLAND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 28' 15.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 36' 15.58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6704085.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    478243.75
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8315

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/8-5 was drilled on the Tune Field on the Mokkukalven Fault Complex west of the Oseberg fault block in the North Sea. The primary objective was to collect data for the development of the Tune field, Statfjord reservoir.
    Operations and results
    A 9 7/8” shallow gas pilot hole was drilled at the well location to a total depth of 500 m. No indications of shallow gas were observed.
    Appraisal well 30/8-5 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Atlantic on 2 December 2017.
    It was drilled to 3637 m in a sand in the Shetland Group where a fluid influx was recorded. The blow-out preventer (BOP) was closed and the well was shut in. High pressure was measured at surface. The ensuing well control situation was successfully resolved. Based on formation stress and strength at the 14” shoe the well was plugged and cemented back to the shoe. A technical side-track 30/8-5 T2 was kicked off from 30/8-5 at 3007 m. The side-track was drilled approximately 20 m north of 30/8-5. The logs from the two wellbores correlate very well but show some differences towards TD. After a drill break at 3563 m, 7 m fluid influx was again recorded, 72 m TVD above the sand with high pressure and kick in 30/8-5. It was decided to terminate the well at 3563 m. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1153 m, with Innovert NS oil-based mud down to 3156 m and with Bara ECD oil-based mud  from 3156 m to final TD.
    The well objectives were not achieved. No oil shows were observed cuttings in either wellbore. During the shut-in after the kick, the MWD memory data showed that the temperature stabilized at a 136 °C.
    No core was cut. No fluid sample was taken. Wire line logging was performed in the side-track
    The well was permanently abandoned on 19 February 2018 as a junk well.
    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]
    3300.00
    3636.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2660.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2900.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3020.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3060.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3100.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3318.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3336.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3354.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3372.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3384.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3396.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3408.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3426.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3432.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3444.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3462.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3474.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3486.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3498.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3522.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3534.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3546.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3558.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3564.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3576.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3582.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3588.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3594.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3600.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3606.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3609.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3612.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3618.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3624.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3636.0
    [m]
    DC
    PETROS
    9999.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    122
    635
    985
    2092
    2092
    2170
    2254
    2343
    2435

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD LWD - AT OT GR RES
    3156
    3637
    MWD LWD - GR RES
    122
    500
    MWD LWD - OT GR RES
    212
    3156
    T2 - MWD LWD - OT GR RES
    3016
    3566
    T2 - AIT MSIP PEX ECS NGI
    3000
    3563
    T2 - DCBL IBC GR
    3000
    3555
    T2 - VSP GR
    1619
    3555

  • 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
    36
    209.5
    42
    212.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    1145.7
    26
    1150.0
    1.55
    FIT
    3001.0
    0.0
    1.82
    FIT
    14
    3007.0
    17 1/2
    0.0
    0.00
    LINER
    9 7/8
    3560.0
    12 1/4
    3563.0
    1.88
    FIT
    3560.0
    0.0
    1.91
    LOT
    3566.0
    8 1/2
    3566.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    603
    1.00
    15.0
    Spud Mud
    607
    1.41
    30.0
    Innovert
    607
    1.60
    20.0
    KCl/Polymer
    607
    1.00
    13.0
    Spud Mud
    1150
    1.25
    11.0
    BARADRIL-N
    1150
    1.41
    30.0
    Innovert
    1150
    1.60
    20.0
    KCl/Polymer
    1150
    1.31
    24.0
    Innovert
    1437
    1.37
    25.0
    Innovert
    1741
    1.45
    32.0
    Innovert
    2050
    1.52
    38.0
    Enviromul
    2520
    1.45
    33.0
    Innovert
    3005
    1.70
    34.0
    BaraECD
    3051
    1.45
    33.0
    Innovert
    3070
    1.70
    34.0
    BaraECD
    3119
    1.45
    32.0
    Innovert
    3139
    1.70
    34.0
    BaraECD
    3156
    1.45
    37.0
    Innovert
    3156
    1.66
    32.0
    BaraECD
    3158
    1.70
    40.0
    BaraECD
    3158
    1.89
    45.0
    BaraECD
    3230
    1.80
    40.0
    BaraECD
    3274
    1.89
    44.0
    BaraECD
    3274
    1.42
    46.0
    BaraECD
    3276
    1.52
    39.0
    Enviromul
    3293
    1.70
    35.0
    BaraECD
    3400
    1.90
    43.0
    BaraECD
    3408
    1.71
    32.0
    BaraECD
    3563
    1.70
    33.0
    BaraECD
    3563
    1.80
    42.0
    BaraECD
    3588
    1.70
    35.0
    BaraECD
    3636
    1.89
    45.0
    BaraECD