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

10/8-1

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.
    10/8-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    10/8-1
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    38-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    37
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.12.1970
    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.
    17.01.1971
    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.
    17.01.1973
    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
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    81.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2861.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    57
    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.
    57° 25' 0.01'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 34' 21.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6366836.52
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    654520.93
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    175

  • Brønnhistorie
    General
    The 10/8-1 well is situated close to the Lista Nose in the eastern part of the Norwegian-Danish Basin. It was drilled on a salt induced anticlinal structure related to a salt pillow. The structure is well defined from the Permian salt up to the upper cretaceous chalk. It has a vertical closure of 300 m for a closed area of 80 km2 at a seismic horizon assumed to be the Jurassic sandstone. A fault cuts the unconformably underlying horizons attributed to Triassic. The specific objective of the 10/8-1 well was to test the hydrocarbon potential of the Jurassic sandstone section, estimated to be 60 m thick, with additional reservoir being furnished by the Triassic sandstones immediately below.
    The well is Type Well for the Skagerrak Formation and Reference Well for the Smith Bank Formation
    Operations and results
    Wildcat well 10/8-1 was spudded with the semi-submersible installation Pentagone 81 and drilled to TD at 2861 m in the Late Permian Zechstein salt deposits. The well was completed in 37 days without reported problems. The well was drilled with seawater with returns on the sea floor down to 510 m, and with a LFC/sea water mud system from 510 m to TD.
    One thousand three hundred meter of continental deposits of Triassic age is present. On top of this is the Gassum Formation. The Early to Middle Jurassic was not encountered in the well. One hundred and fifty meter Late Jurassic sand and shale is directly overlying the Gassum Formation. Around 200 m of shale was deposited during the Early Cretaceous while the Late Cretaceous is represented by 425 m of lime mudstones. The lower 200 m of the Tertiary was developed in mostly sandy facies. All Formations penetrated by the well were found water wet. The only show recorded was traces of gas (C1 and C2) from 1010 m to 1050 m. Organic geochemical screening analyses show TOC in range 0.1 - 1.5 % with the highest values in the Late Jurassic and Cretaceous sequences. The Triassic sequence appears very lean with less than 1% TOC. The upper 500 m of the well were not sampled. No conventional cores were cut and no fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 17 January 1971 as a dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • 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
    142.0
    36
    144.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    508.0
    17 1/2
    510.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1504.0
    12 1/4
    1509.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2861.0
    8 1/2
    2861.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    184
    497
    CDM AP
    1223
    1842
    FDC CNL
    1223
    1838
    ISF SONIC
    125
    1844
    SRS
    125
    1844

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.77
    pdf
    4.82

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • 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
    0.16

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.25
    pdf
    42.90

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    142
    1.07
    seawater
    510
    1.20
    45.0
    6.0
    seawater
    1509
    1.36
    55.0
    13.0
    seawater
    2198
    1.37
    60.0
    13.0
    seawater
    2752
    1.30
    57.0
    12.0
    seawater
    2861
    1.31
    75.0
    26.0
    seawater

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    520.0
    [m]
    DC
    OD
    520.0
    [m]
    DC
    530.0
    [m]
    DC
    OD
    540.0
    [m]
    DC
    OD
    550.0
    [m]
    DC
    OD
    550.0
    [m]
    DC
    560.0
    [m]
    DC
    OD
    570.0
    [m]
    DC
    OD
    580.0
    [m]
    DC
    OD
    580.0
    [m]
    DC
    590.0
    [m]
    DC
    OD
    600.0
    [m]
    DC
    OD
    610.0
    [m]
    DC
    OD
    610.0
    [m]
    DC
    620.0
    [m]
    DC
    OD
    630.0
    [m]
    DC
    OD
    640.0
    [m]
    DC
    OD
    640.0
    [m]
    DC
    650.0
    [m]
    DC
    OD
    660.0
    [m]
    DC
    OD
    660.0
    [m]
    DC
    670.0
    [m]
    DC
    OD
    680.0
    [m]
    DC
    OD
    680.0
    [m]
    DC
    690.0
    [m]
    DC
    OD
    700.0
    [m]
    DC
    OD
    700.0
    [m]
    DC
    710.0
    [m]
    DC
    OD
    720.0
    [m]
    DC
    OD
    720.0
    [m]
    DC
    730.0
    [m]
    DC
    OD
    735.0
    [m]
    DC
    740.0
    [m]
    DC
    OD
    750.0
    [m]
    DC
    OD
    750.0
    [m]
    DC
    760.0
    [m]
    DC
    OD
    770.0
    [m]
    DC
    OD
    770.0
    [m]
    DC
    780.0
    [m]
    DC
    OD
    780.0
    [m]
    DC
    OD
    785.0
    [m]
    DC
    790.0
    [m]
    DC
    OD
    795.0
    [m]
    DC
    801.0
    [m]
    DC
    OD
    810.0
    [m]
    DC
    830.0
    [m]
    DC
    845.0
    [m]
    DC
    855.0
    [m]
    DC
    865.0
    [m]
    DC
    880.0
    [m]
    DC
    900.0
    [m]
    DC
    1170.0
    [m]
    DC
    1200.0
    [m]
    DC
    1230.0
    [m]
    DC
    1260.0
    [m]
    DC
    1290.0
    [m]
    DC
    1320.0
    [m]
    DC
    1340.0
    [m]
    DC
    1370.0
    [m]
    DC
    1400.0
    [m]
    DC
    1430.0
    [m]
    DC
    1460.0
    [m]
    DC
    1490.0
    [m]
    DC
    1505.0
    [m]
    DC