Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/3-1

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.
    1/3-1
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    1/3-1
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    15-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    129
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.07.1968
    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.
    11.11.1968
    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.
    11.11.1970
    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.
    30.04.2010
    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
    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.
    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.
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    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 CRETACEOUS
    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.
    CROMER KNOLL GP
    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.
    71.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4877.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    18
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    182
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 51' 21'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 51' 5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6301488.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490936.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    154

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/3-1 was drilled on the crest of a salt-induced anticline on the Hidra High in the North Sea. The purpose of the well was to investigate Tertiary and Mesozoic sequences down to top salt.
    The well is Type Well for the Våle, Hidra, Hod, and Tor Formations, and Reference Well for the Vidar, Ekofisk and Blodøks Formations.
    Operations and results
    Well 1/3-1 was spudded with the four leg jack-up installation Orion on 6 July 1968 and drilled to TD at 4877 m in the Permian Zechstein Group. From the deviation survey it is seen that the well starts to deviate significantly at 4037 m (8 deg deviation), and at TD the deviation is 18 deg. This will correspond to a TVD RKB that is ca 25 m less than MD RKB. Several drilling problems occurred during the drilling operations of well 1/3-1. While drilling the 17 1/2" hole for the 20" casing, circulation losses started at 220 m (720') and became total at 238 m (781'). While drilling on with sea water, without returns, the pipe stuck. The lost circulation zone eventually had to be sealed off with a cement plug. In the Tertiary plastic clays the problems included tight hole conditions, bit balling, and difficulties in lowering the logging tools. The mud weight had to be raised from 10.8 ppg to 13.6 ppg to stabilize the hole. At 4131 m (13554') the bit twisted off, but was retrieved on the second fishing run. A hydrocarbon bearing zone was encountered at 4567 m (14984'). The mud became gas cut. At 4592 m (15064') the degasser was overloaded and the circulation lost, probably higher in the hole. A cement plug was needed to combat the lost circulation problems. It was then decided to set a 7" casing. Circulation was lost while running the casing, which had to be cemented in two stages. Drilling continued with a 5 7/8" bit. Around 4677 m (15346'), when drilling into salt, the penetration rate increased from 10 to 50 ft/hr. Further deepening to TD went without problems. The well was drilled water based.
    Well 1/3-1 found no sand of any significance in the Tertiary section. An unexpectedly thick Danian/Late Cretaceous chalk section (Shetland Group) was penetrated from 3258 m to 4441 m. The underlying Cromer Knoll Group was found resting directly on Permian salt at 4671 m. Minor gas was confirmed by testing in the Tor Formation. No source rock section was identified in the well. Shows were reported in the interval from 2999 m to 3423 m as follows: direct and cut "faint" fluorescence were reported on sidewall cores from the interval 2999 to 3002 m; weak cut fluorescence was recorded on cuttings from 3039 m; strong cuttings fluorescence and moderate cut was recorded at 3357 m; "fair" - "soaked w/oil, giving yellowish-grn flu, but no cut" on the conventional core at 3405 to 3423 m
    One core was cut from 11165 to 11232 ft (3403.1 to 3423.5 m). No wire line fluid samples were taken. A sea bed core (0 - 46 m from seabed) was taken for geotechnical purposes at the 1/3-1 location. Samples from this core are available at the NPD.
    The well was permanently abandoned on 11 November 1968 as a minor gas discovery.
    Testing
    Three Drill Stem Tests were conducted. They produced some fluids at very low rates:
    DST 1 tested the interval 4583.6 - 4601.0 m in the Cromer Knoll Group and recovered a total of 0.74 bbl gas cut mud in 45 minutes, corresponding to a standard rate of 40 bbl (1133 Sm3) gas/day.
    DST 2 tested the interval 4563.5 - 4581.8 m in the Cromer knoll Group and recovered a total of 18 bbl of gas cut mud with traces of condensate and slugs of gas in 140 minutes. This corresponds to a standard rate of 234 bbl (6626 Sm3) gas/day.
    DST 3 tested the interval 3355.2 - 3359.8 m in the Tor Formation and recovered a total of 30 bbl of gas cut mud and slugs of gas in 45 minutes. This corresponds to a standard rate of 1000 bbl (28317 Sm3) gas/day.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3403.4
    3422.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    19.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    140.0
    36
    137.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    408.0
    26
    415.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1529.0
    17 1/2
    1535.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3118.0
    12 1/4
    3128.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    4585.0
    8 1/2
    4593.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4585
    4602
    12.5
    2.0
    4565
    4602
    12.5
    3.0
    3356
    3361
    12.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    80.000
    61.000
    2.0
    52.000
    40.000
    3.0
    70.000
    50.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1132
    2.0
    6626
    3.0
    28317

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BRIDGEPLUG-1
    3480
    3480
    BRIDGEPLUG-2
    3337
    3337
    BS GRC
    137
    4745
    CALI
    365
    1435
    CBL
    71
    1310
    CBL
    2895
    4583
    CDM
    1529
    4757
    FDC
    405
    4645
    IE.7
    1530
    4758
    IES
    408
    3736
    MLLC
    1529
    4867
    PERF
    3355
    3359
    PERF
    4563
    4565
    PERF
    4573
    4578
    PERF
    4580
    4581
    SNP
    2819
    4767
    SWS
    1533
    3116
    SWS
    4588
    4733
    TS
    30
    3313
    VELOCITY
    609
    4458

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.88
    pdf
    1.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.01
    pdf
    4.16
    pdf
    24.93
    pdf
    2.31
    pdf
    23.69

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.98
    pdf
    78.91

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    415
    1.07
    42.0
    waterbased
    861
    1.12
    48.0
    waterbased
    1218
    1.13
    43.0
    waterbased
    1534
    1.18
    45.0
    waterbased
    2034
    1.31
    49.0
    waterbased
    2455
    1.34
    46.0
    waterbased
    3127
    1.53
    48.0
    waterbased
    3409
    1.56
    47.0
    waterbased
    4220
    1.60
    48.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4510.0
    [ft]
    DC
    4780.0
    [ft]
    DC
    5170.0
    [ft]
    DC
    5440.0
    [ft]
    DC
    5740.0
    [ft]
    DC
    6070.0
    [ft]
    DC
    6280.0
    [ft]
    DC
    6600.0
    [ft]
    DC
    6860.0
    [ft]
    DC
    7140.0
    [ft]
    DC
    7400.0
    [ft]
    DC
    7690.0
    [ft]
    DC
    7960.0
    [ft]
    DC
    8240.0
    [ft]
    DC
    8550.0
    [ft]
    DC
    8800.0
    [ft]
    DC
    9060.0
    [ft]
    DC
    9350.0
    [ft]
    DC
    9570.0
    [ft]
    DC
    9780.0
    [ft]
    DC
    10080.0
    [ft]
    DC
    UNIVSHEF
    10140.0
    [ft]
    DC
    UNIVSH
    10270.0
    [ft]
    DC
    UNIVSH
    10330.0
    [ft]
    DC
    UNIVSH
    10390.0
    [ft]
    DC
    UNIVSH
    10600.0
    [ft]
    DC
    10810.0
    [ft]
    DC
    11370.0
    [ft]
    DC
    11680.0
    [ft]
    DC
    11980.0
    [ft]
    DC
    12210.0
    [ft]
    DC
    12490.0
    [ft]
    DC
    12780.0
    [ft]
    DC
    13060.0
    [ft]
    DC
    13350.0
    [ft]
    DC
    13560.0
    [ft]
    DC
    13840.0
    [ft]
    DC
    14050.0
    [ft]
    DC
    14310.0
    [ft]
    DC
    14590.0
    [ft]
    DC
    14850.0
    [ft]
    DC
    15100.0
    [ft]
    DC
    15310.0
    [ft]
    DC
    15560.0
    [ft]
    DC

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    11221.00
    [ft ]
    11221.00
    [ft ]