Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/3-8

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.
    1/3-8
    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.
    1/3-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    RANDOM LINES SH 9201 S1 OG S2
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    855-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    167
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.12.1996
    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.
    27.05.1997
    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.
    27.05.1999
    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
    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.
    SHOWS
    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).
    41.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    70.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5201.0
    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).
    5199.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    179
    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.
    TRIASSIC
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 52' 7.14'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 53' 20.75'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6302911.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    493238.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2829

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/3-8 is located on the Hidra High in the North Sea. The primary objective was to test the Jurassic Upper Ula sand package within the Kamskjell prospect. The secondary objective was a sand package at the base of the Jurassic. Planned TD was tagging the Triassic or reaching 5085 meters TVD SS.
    Operations and results
    Wildcat well 1/3-8 was spudded with the 3 legs jack-up installation Transocean Nordic on 12 December 1996 and drilled to TD at 5199 m in the Triassic Smith Bank Formation. Two major unscheduled events occurred in the 12 1/4" section. First, the mud line hanger failed. A total of 16 days was required to repair this before drilling could be resumed. Secondly, and more serious, a 3.5 bbl kick was taken at 4529 m while drilling a limestone interval in the Early Cretaceous Cromer Knoll Group. Based on the worst case scenario interpretation of the kick, there could be a large volume of hydrocarbons (estimated at up to 300 bbls) in the annulus between the kick and thief zones. For this reason it was decided to rig up flare booms to increase the rig safety should it become necessary to by-pass the MGS whilst circulating out the influx. The well was opened up, and the influx circulated out at 3.3 bpm. Initially returns were taken through the MGS. After pumping 1464 bbls returns were switched from the MGS to the boom. This decision was taken as gas levels in the pit room were rising, and the seal leg pressure was dropping steadily (from 11.5 to 6.4 psi) indicating the onset of possible blow-down. The flare lit immediately with the clear burn characteristic of condensate. A total of 420 bbls was flared before mud was at surface and the flare extinguished. A total of 15 days were spent stabilising the well to permit running casing and continue drilling the next section. The well was drilled with seawater down to 303 m, with pre-hydrated gel mud down to 1105 m, with KCl/polymer/glycol mud from 1105 m to 3445 m, and with Ancovert oil based mud from 3445 m to TD.
    The only live hydrocarbons found in the well was the condensate kick at 4529 m in the Cromer Knoll Group, believed to originate from a fracture in the Sola Formation limestone. The target Upper Ula Formation was not found in the well. Poorly developed and generally tight Basal Jurassic sands were encountered at 5005 m with a pooled thickness of ca 22 m. Poor oil shows were recorded in the interval 5007 to 5024 m in these sands. Thin sands were present also in the Triassic, but no shows were recorded in these.
    One core was cut in the interval 5024 to 5041 m with 15.07 m recovery. One FMT fluid sample was taken at 5006.3 m, recovering muddy water with 190000 ppm of chloride.
    The well was permanently abandoned on 27 May 1997 as a dry well with shows.
    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]
    320.00
    5200.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5024.0
    5039.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    15.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5024-5029m
    Kjerne bilde med dybde: 5029-5034m
    Kjerne bilde med dybde: 5034-5039m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5024-5029m
    5029-5034m
    5034-5039m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4738.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4837.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4891.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4990.0
    [m]
    DC
    PETROS
    5024.5
    [m]
    C
    PETROS
    5032.8
    [m]
    C
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.19
    pdf
    4.88

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.73

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL
    4515
    4627
    CBIL HEXDIP
    4903
    5188
    DPIL ZDEN CN GR
    3350
    4528
    FMT
    4530
    4894
    FMT
    5005
    5172
    HDIL CAL MAC GR
    3435
    4528
    HDIL MAC GR
    1098
    3445
    HDIL MAC SL
    4515
    4905
    HDIL MAC SL
    4903
    5186
    HEXDIP
    4515
    4905
    MULTI-ARM CAL
    10
    2919
    MWD - GR RES
    310
    1105
    PRES GRAD
    10
    4519
    RCOR
    4920
    4928
    SWC
    4920
    5181
    TEMP GR CCL
    100
    4524
    TEMP GR CCL
    1000
    4515
    ZDEN CN GR
    2425
    3445
    ZDEN CN GR
    4515
    4905
    ZDEN CN GR
    4902
    5198
    ZO VSP
    1085
    4520
    ZO VSP
    4360
    5190

  • 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
    303.0
    36
    310.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    310.0
    9 7/8
    1105.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1098.0
    26
    1105.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    14
    3435.0
    17 1/2
    3445.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4515.0
    12 1/2
    4529.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7 5/8
    4904.0
    8 1/2
    4910.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    5021.0
    6 1/4
    5021.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    310
    0.90
    5.0
    water based
    351
    2.14
    74.0
    oil based
    1105
    1.52
    46.0
    water based
    1502
    1.62
    44.0
    water based
    1959
    1.62
    44.0
    water based
    2442
    1.66
    45.0
    water based
    2451
    1.64
    43.0
    water based
    2465
    1.64
    46.0
    water based
    2622
    1.64
    55.0
    water based
    2920
    1.53
    28.0
    oil based
    3045
    1.64
    49.0
    water based
    3065
    1.64
    46.0
    water based
    3199
    1.64
    41.0
    water based
    3200
    1.64
    40.0
    water based
    3297
    1.64
    35.0
    water based
    3366
    1.64
    36.0
    water based
    3410
    1.53
    35.0
    oil based
    3435
    1.55
    29.0
    oil based
    3445
    1.64
    36.0
    water based
    3687
    1.55
    33.0
    oil based
    4104
    1.55
    36.0
    oil based
    4242
    1.55
    37.0
    oil based
    4290
    2.14
    74.0
    oil based
    4401
    1.68
    43.0
    oil based
    4463
    1.80
    56.0
    oil based
    4500
    1.81
    60.0
    oil based
    4529
    1.74
    37.0
    oil based
    4531
    1.03
    35.0
    oil based
    4654
    2.00
    54.0
    oil based
    4866
    2.04
    68.0
    oil based
    4905
    2.04
    60.0
    oil based
    4960
    2.10
    68.0
    oil based
    5053
    2.10
    68.0
    oil based
    5179
    2.10
    65.0
    oil based
    5201
    2.14
    74.0
    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]
    pdf
    0.22