Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

8/3-1

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.
    8/3-1
    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
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    8/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    84
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.07.1966
    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.
    10.10.1966
    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.
    10.10.1968
    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.
    22.04.2005
    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.
    DRY
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    94.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3015.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    77
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 59' 13.16'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 40' 13.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6427604.28
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    539640.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    142

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 8/3-1 was the first exploration well to be drilled in Norwegian waters. The chosen location was northwestern part of the Danish Norwegian. The well was proposed to investigate the largely unknown stratigraphic sequence and lithologies in a virgin area on an attractive, representative seismic structure. Although the seismic feature was based on low-density reconnaissance control, the structure qualified for testing in terms of vertical and areal closure and inferred thickness of sediments. The well site location was thought to lie on the east flank of the Tertiary "Viking" basin, but on the west flank of a Mesozoic sub basin. The position and delineation of older basins was uncertain, although Permian? salts of sufficient thickness to flow were recognized as probably present at depth. Interpretation of data from a seismic grid with about 7 Km line spacing indicated a regionally high, west-dipping, normally faulted block to be present. The well location was sited near the crest of the highest step faulted block. A diapiric Zechstein? salt plug was interpreted to be present, to the east on the down side of the principal fault block. The salt could have partially intruded along the fault plane, up through the Kimmerian horizon."
    Operations and results
    Well 8/3-1 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Traveller on 19 July 1966 and drilled to TD at 3015 m in Caledonian schists. While pulling out of the hole to pick up a core barrel at a depth of 296I m the pipe stuck at 1660 m, and was pumped free with seawater. The hole began caving immediately. Extensive caving over the interval 1320 m to 2030 m lead to bridging, stuck pipe, and logging problems. Eighteen rig-days were spent to cure the problems by reaming and raising the mud weight and to log the section in various logging attempts. The hole was eventually cased to 2963 m. No further problems developed. From sea bed to 277 m the initial drilling was with seawater and gel without casing.  Below 277 m to approximately 2290 m a sea water slurry with Spersene, XP-2, and 0-12% diesel oil was used.  At 2284 m a salt section was reached and the drilling fluid was converted to a salt saturated mud.
    The lithology in the upper 1/3 was strongly dominated by shales and clays, followed by chalk and shales in the middle 1/3. The lower 1/3, below top Permian at 2205 m (Zechstein Group) the lithology was dominated by evaporites. The well drilled through the evaporites and 50 m into the basement. A minor part of the column consisted of sands, and sandstones interbedded with shale and clays. Potential reservoir rocks with sufficient porosity to be attractive were present in the Danian chalk section (Ekofisk Formation) and in the Middle Jurassic sands (Sandnes Formation). No oil or gas shows were recorded in the well. Organic geochemical analyses of cuttings showed low TOC throughout the Cretaceous. TOC rose to 2.5 % to 5 % in the Late Jurassic section (around the level of the Tau Formation). Hydrogen indexes in this section were in the range 100 to 250 mg HC/g TOC. Maturity is evaluated as top oil window somewhere between 2500 m and 3000 m (%Ro = 0.5).
    Hence, reservoirs, cap rocks and potential source rock were confirmed although no hydrocarbons were found in this first well. Five conventional and 19 sidewall cores were taken in the well. A quarter section cut of the conventional cores is stored at the Directorate. The length of the cores range from 4 to 10 m and the recoveries were from 40 % to 100 %. The sidewall cores were taken in the 2963 - 3004 m interval. These were not deposited with the Directorate. Storing a quarter of all conventional cores at the Norwegian Petroleum Directorate (but no sidewall cores) has since been standard NPD practice.
    No wire line tests were conducted and therefore no fluid samples taken, due to the caving problems in the hole.
    The well was permanently abandoned on 10 October 1966 as a dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    287.00
    2996.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2075.0
    2075.5
    [m ]
    2
    2079.0
    2083.0
    [m ]
    3
    2206.0
    2214.8
    [m ]
    4
    2968.4
    2972.0
    [m ]
    5
    3007.0
    3015.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    24.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    449.0
    [m]
    DC
    479.0
    [m]
    DC
    509.0
    [m]
    DC
    539.0
    [m]
    DC
    575.0
    [m]
    DC
    608.0
    [m]
    DC
    638.0
    [m]
    DC
    662.0
    [m]
    DC
    685.0
    [m]
    DC
    690.0
    [m]
    DC
    715.0
    [m]
    DC
    720.0
    [m]
    DC
    745.0
    [m]
    DC
    750.0
    [m]
    DC
    775.0
    [m]
    DC
    780.0
    [m]
    DC
    785.0
    [m]
    DC
    795.0
    [m]
    DC
    805.0
    [m]
    DC
    810.0
    [m]
    DC
    815.0
    [m]
    DC
    820.0
    [m]
    DC
    830.0
    [m]
    DC
    835.0
    [m]
    DC
    840.0
    [m]
    DC
    865.0
    [m]
    DC
    870.0
    [m]
    DC
    895.0
    [m]
    DC
    900.0
    [m]
    DC
    925.0
    [m]
    DC
    930.0
    [m]
    DC
    935.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    955.0
    [m]
    DC
    960.0
    [m]
    DC
    970.0
    [m]
    DC
    975.0
    [m]
    DC
    980.0
    [m]
    DC
    980.0
    [m]
    DC
    985.0
    [m]
    DC
    990.0
    [m]
    DC
    995.0
    [m]
    DC
    1000.0
    [m]
    DC
    1005.0
    [m]
    DC
    1015.0
    [m]
    DC
    1020.0
    [m]
    DC
    1030.0
    [m]
    DC
    1035.0
    [m]
    DC
    1045.0
    [m]
    DC
    1050.0
    [m]
    DC
    1055.0
    [m]
    DC
    1060.0
    [m]
    DC
    1075.0
    [m]
    DC
    1080.0
    [m]
    DC
    1085.0
    [m]
    DC
    1120.0
    [m]
    DC
    1140.0
    [m]
    DC
    1170.0
    [m]
    DC
    1315.0
    [m]
    DC
    1335.0
    [m]
    DC
    1355.0
    [m]
    DC
    1395.0
    [m]
    DC
    1415.0
    [m]
    DC
    1435.0
    [m]
    DC
    1480.0
    [m]
    DC
    1510.0
    [m]
    DC
    1525.0
    [m]
    DC
    1545.0
    [m]
    DC
    1565.0
    [m]
    DC
    1585.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    1640.0
    [m]
    DC
    1650.0
    [m]
    DC
    1660.0
    [m]
    DC
    1680.0
    [m]
    DC
    1695.0
    [m]
    DC
    1700.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    DC
    1740.0
    [m]
    DC
    1755.0
    [m]
    DC
    1755.0
    [m]
    DC
    1760.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    DC
    1790.0
    [m]
    DC
    1795.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    1820.0
    [m]
    DC
    1840.0
    [m]
    DC
    1850.0
    [m]
    DC
    1855.0
    [m]
    DC
    1860.0
    [m]
    DC
    1880.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    1905.0
    [m]
    DC
    1920.0
    [m]
    DC
    1925.0
    [m]
    DC
    1930.0
    [m]
    DC
    1940.0
    [m]
    DC
    1945.0
    [m]
    DC
    1950.0
    [m]
    DC
    1960.0
    [m]
    DC
    1965.0
    [m]
    DC
    1970.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    1985.0
    [m]
    DC
    1990.0
    [m]
    DC
    2000.0
    [m]
    DC
    2005.0
    [m]
    DC
    2010.0
    [m]
    DC
    2015.0
    [m]
    DC
    2020.0
    [m]
    DC
    2025.0
    [m]
    DC
    2030.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    2045.0
    [m]
    DC
    2050.0
    [m]
    DC
    2060.0
    [m]
    DC
    2070.0
    [m]
    DC
    2070.0
    [m]
    DC
    2075.0
    [m]
    DC
    2075.0
    [m]
    C
    2075.3
    [m]
    C
    2076.0
    [m]
    DC
    2076.6
    [m]
    C
    2079.0
    [m]
    DC
    2079.1
    [m]
    C
    2079.2
    [m]
    C
    2079.4
    [m]
    C
    2080.1
    [m]
    C
    2080.2
    [m]
    C
    2080.3
    [m]
    C
    2080.5
    [m]
    C
    2080.9
    [m]
    C
    2081.5
    [m]
    C
    2082.5
    [m]
    C
    2082.6
    [m]
    C
    2083.0
    [m]
    C
    2085.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    2120.0
    [m]
    DC
    2125.0
    [m]
    DC
    2150.0
    [m]
    DC
    2160.0
    [m]
    DC
    2165.0
    [m]
    DC
    2170.0
    [m]
    DC
    2180.0
    [m]
    DC
    2190.0
    [m]
    DC
    2190.0
    [m]
    DC
    2206.4
    [m]
    C
    2206.5
    [m]
    C
    2207.0
    [m]
    C
    2208.0
    [m]
    C
    2209.0
    [m]
    C
    2210.0
    [m]
    C
    2210.0
    [m]
    DC
    2211.4
    [m]
    C
    2212.1
    [m]
    C
    2212.3
    [m]
    C
    2212.3
    [m]
    C
    2216.0
    [m]
    DC
    2231.0
    [m]
    DC
    2249.0
    [m]
    DC
    2270.0
    [m]
    DC
    2282.0
    [m]
    DC
    2291.0
    [m]
    DC
    2300.0
    [m]
    DC
    2351.0
    [m]
    DC
    2369.0
    [m]
    DC
    2405.0
    [m]
    DC
    2459.0
    [m]
    DC
    2513.0
    [m]
    DC
    2567.0
    [m]
    DC
    2615.0
    [m]
    DC
    2663.0
    [m]
    DC
    2717.0
    [m]
    DC
    2765.0
    [m]
    DC
    2813.0
    [m]
    DC
    2837.0
    [m]
    DC
    2861.0
    [m]
    DC
    2885.0
    [m]
    DC
    2910.0
    [m]
    DC
    2940.0
    [m]
    DC
    2960.0
    [m]
    DC
    2963.0
    [m]
    DC
    2963.0
    [m]
    DC
    2964.0
    [m]
    DC
    2964.5
    [m]
    C
    2966.0
    [m]
    DC
    2969.0
    [m]
    DC
    2972.0
    [m]
    DC
    2975.0
    [m]
    DC
    2981.0
    [m]
    DC
    2987.0
    [m]
    DC
    2993.0
    [m]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.29

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    4.33

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.65

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    16.81
    pdf
    54.86

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC SONIC
    273
    1100
    BHC SONIC
    2961
    3014
    CALI
    1063
    1880
    CBL
    1900
    2200
    CCL
    1000
    1140
    DEV
    2150
    3015
    GR BHC SONIC
    145
    277
    GR BHC SONIC
    1063
    2958
    GR NEUTRON
    273
    1112
    GR NEUTRON
    1800
    3015
    LL-7
    273
    1879
    LL-7
    2961
    3015
    ML
    273
    1100
    SWC
    2962
    3004
    VELOCITY
    150
    3016

  • 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
    SURF.COND.
    30
    145.0
    36
    174.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    274.0
    26
    280.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1063.0
    17 1/2
    1115.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3015.0
    12 1/4
    3015.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    277
    1.07
    seawater
    1465
    1.25
    spersene xp
    1815
    1.37
    spersene xp

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3010.00
    [m ]