Brønnbane: 30/3-5 S - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	30/3-5 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).	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.	RE-CLASS TO DEV
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
Felt Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.	VESLEFRIKK
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	30/3-2 Veslefrikk
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	30/3-5
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	ST 8513-1486 & CDP. 176
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	052
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Den norske stats oljeselskap a.s
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	728-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	VESLEFRIKK A
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	50
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	01.05.1992
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.	19.06.1992
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.	19.06.1994
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.	03.10.2013
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
Reklassifisert til brønnbane	30/3-A-14
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.	NO
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.	BRENT GP
2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	EARLY JURASSIC
2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	DUNLIN GP
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	56.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	175.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	4724.0
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).	3340.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	69.4
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	120
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.	STATFJORD GP
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	60° 46' 57.82'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 53' 52.7'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6738750.57
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	494443.81
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	1950

Well 30/3-5 S was drilled on the G prospect, which lies to the east of the Veslefrikk Field. The main target was the Brent Group with Early Jurassic Statfjord Group as a secondary target. The well was designed to be completed as an oil producer on the G prospect.

Operations and results

Well 30/3-5 S was spudded through slot 6 on the fixed installation Veslefrikk A on 1 May 1992 and drilled to TD at 4724 m (3340 m TVD) in the Early Jurassic Statfjord Group. Severe doglegs and ledging in the well path created problems in the 24" section from 472 to 1409 m. An attempt to reach an additional target in the Statfjord Formation failed due to problems with directional drilling. The well was drilled with gypsum/PAC mud down to 2551 m and with oil based mud from 2551 m to TD.

The planned targets were reached. The top of the Brent Group was penetrated at 4050 m, 8 m vertically deeper than prognosed. As expected, a fully developed Brent Group was present in the well. Apart from the Amundsen Formation, which came in 3.5 m shallower than prognosed, the formation tops came in slightly deeper than prognosed. The well proved hydrocarbons in the Brent Group and in the Cook Formation of the Dunlin Group. Differential pressure depletion was observed in some zones of the Brent Formation, attributed to communication with the main Veslefrikk Field which has been in production since 1989. The Statfjord Group had shows in the uppermost part. Rare, weak shows were seen in limestones and siltstones in the Shetland Group. No other shows were reported outside the reservoir section.

Five cores were cut. Cores 1 to 3 were cut from 4060 to 4160 m in the Ness-Etive-Rannoch-Oseberg formations, core 4 was cut from 4168 to 4213 m in the Oseberg Formation, and core 5 was cut from 4429 to 4446 m in the Cook Formation. All cores had significant positive depth shifts compared to logs; 5.5 m, 5.0 m, 5.5 m, 7.0 m, and 6.0 m respectively for cores 1 to 5. RFT fluid samples were taken at 4222 m and at 4426 m.

The well was completed on 19 June 1992 as an oil appraisal well. It was converted to development well 30/3-A-14.

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]
480.00	4710.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	4060.0	4066.0	[m ]
2	4076.0	4107.7	[m ]
3	4108.0	4160.8	[m ]
4	4168.0	4213.1	[m ]
5	4429.0	4445.6	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	152.1

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

4060-4065m	4065-4070m	4070-4075m	4075-4075m	4076-4081m

4081-4086m	4086-4091m	4091-4096m	4096-4101m	4101-4106m

4106-4107m	4108-4113m	4113-4118m	4118-4123m	4123-4128m

4128-4133m	4133-4138m	4138-4143m	4143-4148m	4148-4153m

4153-4158m	4158-4160m	4168-4173m	4173-4178m	4178-4183m

4183-4188m	4188-4193m	4193-4198m	4198-4203m	4203-4208m

4208-4213m	4213-4213m	4429-4434m	4434-4439m	4439-4444m

4444-4445m

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
231	NORDLAND GP
807	UTSIRA FM
1027	HORDALAND GP
2560	ROGALAND GP
2560	BALDER FM
2674	SELE FM
2717	LISTA FM
3004	SHETLAND GP
3787	VIKING GP
4050	BRENT GP
4050	TARBERT FM
4059	NESS FM
4127	ETIVE FM
4142	RANNOCH FM
4155	OSEBERG FM
4243	DUNLIN GP
4243	DRAKE FM
4424	COOK FM
4494	AMUNDSEN FM
4538	STATFJORD GP

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1950_01_WDSS_General_Information	pdf	0.42
1950_02_WDSS_completion_log	pdf	0.18

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1950_30_3_5_S_Completion_log	pdf	0.88
1950_30_3_5_S_Final_Well_report	pdf	5.66

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
BHC GR	3966	4060
BHC GR	3966	4535
CBL VDL GR	3780	4530
DITE BHC LDT CNT GR AMS	3870	4335
MWD DPR - GR	3956	4710
RFT HP GR AMS	4053	4438
RFT HP GR AMS	4422	4422
RFT HP GR AMS	4426	4426
VSP	3540	4480

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	26	463.0	30	464.0	0.00	LOT
INTERM.	20	1153.0	24	1409.0	1.65	LOT
INTERM.	13 3/8	2548.0	17 1/2	2551.0	1.94	LOT
INTERM.	9 5/8	3955.0	12 1/4	3956.0	1.62	LOT
LINER	7	4530.0	8 1/2	4724.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
510	1.12	11.0	water based
887	1.18	12.0	water based
1327	1.20	18.0	water based
1409	1.20	15.0	water based
1752	1.39	23.0	water based
1975	1.60	30.0	water based
2524	1.62	35.0	water based
2551	1.61	47.0	oil based
2697	1.62	35.0	oil based
3034	1.62	35.0	oil based
3296	1.62	59.0	oil based
3679	1.61	50.0	oil based
3956	1.55	35.0	oil based
4027	1.20	24.0	oil based
4236	1.23	27.0	oil based
4724	1.23	28.0	oil 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]
1950_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

30/3-5 S