Brønnbane: 1/9-4 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	1/9-4
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.	SUSPENDED
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.	TOMMELITEN GAMMA
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	1/9-4 Tommeliten Gamma
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	1/9-4
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	line 404-410 shot point 100
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	044
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.	182-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	ROSS RIG (1)
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	153
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	13.08.1977
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.	12.01.1978
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.	12.01.1980
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.	26.05.2009
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.	GAS/CONDENSATE
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.	PALEOCENE
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.	EKOFISK 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.	LATE 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.	TOR FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	25.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	75.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3710.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	7.5
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	150
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° 29' 3.76'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 56' 0.29'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6260132.83
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	495899.06
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	247

Well 1/9-4 was drilled on a salt diapir structure in the Central Graben in the neighbourhood of the Norwegian - UK median line. The primary purpose was to test the Ekofisk and Tor formations of Danian and Maastrichtian age. Lower possible porous zones in chalk and Jurassic sands, if present, were secondary objectives.

Operations and results

Wildcat well 1/9-4 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 13 August 1977 and drilled to TD at 3710 m in Late Permian Zechstein salt. There were no serious drilling problems down to a depth of 3100 m. At 3100 m the bit-junksub assembly was lost in the hole. The hole was cemented back and sidetracked after the fishing attempts proved unsuccessful. After one unsuccessful sidetrack attempt the hole was sidetracked again from 3041 m and drilled on to core point at 3122 m. When cutting core no 10 the bottom hole assembly got stuck and a long section of the BHA had to be left in the hole. After some unsuccessful attempts on jarring, the hole was cemented and sidetracked again, from 3059 m in the first sidetrack hole. This second sidetracked hole was drilled to a measured depth of 3353 m. At this point 7" liner was run. 6" hole was drilled to a total measured depth of 3710 m with only minor problems and top of the salt was found at 3650 m. The 6" hole was logged and plugged back. It was found necessary to perform a squeeze job around the 7" liner shoe, but when attempting to pull out after this operation, the BHA stuck just above the cementing stinger. Jarring did not free the pipe, and a cement plug was set above the fish. The well was drilled with high viscosity spud mud of pre-hydrated bentonite, lime, and caustic soda down to 437 m and with Drispac/lime mud from 437 m to 2580 m. From 2580 m the lime was phased out and the remaining well to TD was drilled with a lignite/lignosulphonate gel mud. During abandonment an anchor chain broke in severe weather. The well was plugged back while a supply boat pulled on the anchor chain. A cap was installed on the well head and the well was suspended.

No significant reservoir rock was penetrated above Danian level. The Early Cretaceous Valhall Formation was found resting directly on the salt. No Jurassic sediments were penetrated by the well. Hydrocarbons were encountered and tested in the Ekofisk and Tor Formations from 3114 m down to top Hod Formation at 3312 m. Above the reservoir shows in the form of cut and fluorescence was recorded on occasional shale/limestone/silty cuttings was seen from 1990 to 2733 m. More continuous shows were seen on limestone/shale cuttings in the interval 2808 to 2991 m in the Lower Hordaland Group, through the Balder Formation and into the Sele Formation.

Nine cores were cut from - 3123 m to - 3273 m with close to 100% recovery. No RFT surveys were run and no wire line fluid samples were taken.

The well was suspended on12 January 1978 as a dry well.

Testing

Four drill stem tests to evaluate productivity and fluid composition were carried out. Hydrocarbons were produced during all the tests. Weather conditions and operational problems interfered with the designed test program.

DST 1 tested the Tor Formation in from interval 3292 to 3296 m. The second flow produced 30582 Sm3 of gas and in the range of 16 Sm3 oil /day. There was no water production. The oil produced had a gravity of 46 deg API and the gas gravity (air = 1) was 0.68. GOR varied in the range 890 to 14000 Sm3/Sm3. Maximum recorded down hole temperature was 136 deg C but the temperature readings were not stable.

DST 2 tested the Tor Formation from the interval 3235 to 3255 m. After acid stimulation the well flowed 673940 Sm3 of gas and 592 Sm3 oil /day on a 48/64" choke. The oil gravity was 48-49 deg API at separator conditions and the gas gravity (air = 1) was 0.67 with 2 - 3 % CO2. The GOR was in the range 890 to 1160 Sm3/Sm3. No representative temperature reading is available from this test.

DST 3 tested the Ekofisk Formation from the interval 3176 to 3198 m. After acid stimulation the well flowed 32000 Sm3 of gas and 17 Sm3 oil /day with a bottom hole flowing pressure 750 psig at depth 3154 m. This test also produced some emulsion and water. The gas and oil gravities were 0.81 (air = 1) and 45 deg API at separator conditions, respectively. 3% CO2 was measured in the gas. The GOR varied in the range 1070 to 2140 Sm3/Sm3. Due probably to gas expansion and cooling in the borehole it is assumed that the maximum recorded temperature of 122.2 deg C was not representative for the formation.

DST 4 tested the Ekofisk Formation in the intervals 3127 to 3137 and 3120 to 3123 m. After acid treatment the well flowed 498380 Sm3 of gas and 223 Sm3 oil /day on a 48/64" choke. The gas and oil gravities were 0.688 (air = 1) and 50 - 51 deg API at separator conditions, respectively. 2-3% CO2 was measured in the gas. The GOR varied in the range 960 - 2850 Sm3/Sm3. The maximum temperature recorded, and the one assumed to be the most representative for the Formation in all four tests, was 134.2 deg C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
153.00	3710.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	3122.8	3141.2	[m ]
2	3141.2	3159.5	[m ]
3	3159.5	3173.5	[m ]
4	3173.5	3191.8	[m ]
5	3191.8	3210.1	[m ]
6	3210.1	3218.6	[m ]
7	3219.9	3238.0	[m ]
8	3238.2	3256.5	[m ]
9	3256.5	3273.8	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	149.6

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

3122-3125m	3125-3128m	3128-3130m	3130-3133m	3133-3136m

3136-3138m	3138-3141m	3141-3143m	3143-3146m	3146-3149m

3149-3152m	3152-3154m	3154-3157m	3157-3159m	3159-3162m

3162-3164m	3164-3167m	3167-3170m	3170-3173m	3173-3173m

3173-3176m	3176-3178m	3178-3181m	3181-3184m	3184-3187m

3187-3189m	3189-3191m	3191-3195m	3194-3197m	3197-3199m

3199-3202m	3202-3205m	3205-3208m	3208-3210m	3210-3212m

3212-3215m	3215-3218m	3218-3218m	3219-3222m	3222-3225m

3225-3228m	3222-3225m	3225-3228m	3228-3230m	3230-3233m

3233-3236m	3236-3238m	3238-3240m	3240-3243m	3243-3246m

3246-3249m	3249-3251m	3251-3254m	3254-3256m	3256-3259m

3259-3261m	3261-3264m	3264-3267m	3267-3270m	3270-3272m

3272-3273m

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Test tidspunkt	Prøver tilgjengelig
DST	TEST1	3292.00	3296.00	01.12.1977 - 00:00	YES
DST	TEST2	3235.00	3255.00	15.12.1977 - 03:00	YES
DST	TEST3	3176.00	3198.00	24.12.1977 - 19:00	YES
DST	TEST4	3137.00	3127.00	29.12.1977 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
100	NORDLAND GP
1025	HORDALAND GP
2941	ROGALAND GP
2941	BALDER FM
2960	SELE FM
3021	LISTA FM
3091	VÅLE FM
3114	SHETLAND GP
3114	EKOFISK FM
3212	TOR FM
3312	HOD FM
3450	BLODØKS FM
3494	HIDRA FM
3646	CROMER KNOLL GP
3646	RØDBY FM
3665	ÅSGARD FM
3690	ZECHSTEIN GP

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
247_1	pdf	2.18
247_2	pdf	3.15
247_3	pdf	0.52

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
247_01_WDSS_General_Information	pdf	0.21
247_03_WDSS_lithlog	pdf	0.06

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
247_00_1_9_4_Completion_Log	pdf	2.48
247_00_1_9_4_Completion_Report	pdf	34.55

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	3292	3296	19.0
2.0	3235	3255	19.0
3.0	3176	3198	19.0
4.0	3137	3127	19.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0
2.0
3.0
4.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft
1.0	16	30582	0.790
2.0	592	673944	0.790
3.0		311487
4.0	223	498379	0.770	0.690

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL VDL GR	282	1375
CBL VDL GR	1334	2553
CBL VDL GR	2445	3345
CBL VDL GR	3050	3300
CBL VDL GR	3075	3338
DIL	3065	3348
DLL MSFL CAL SP GR	3000	3347
FDC CNL CAL GR	427	3707
HDT	2875	3349
HDT	3345	3640
IES SP	2090	3347
ISF SONIC	427	3705
SONIC	151	435
VELOCITY	535	3684

Foringsrør og formasjonsstyrketester

Foringsrør og formasjonsstyrketester
Type utforing	Utforing diam. [tommer]	Utforing dybde [m]	Brønnbane diam. [tommer]	Brønnbane dyp [m]	Type formasjonstest
CONDUCTOR	30	151.0	36	151.0	LOT
SURF.COND.	20	428.0	26	437.0	LOT
INTERM.	13 3/8	1376.0	17 1/2	1391.0	LOT
INTERM.	9 5/8	2569.0	12 1/4	2580.0	LOT
LINER	7	3352.0	8 1/2	3362.0	LOT
OPEN HOLE		3710.0	6	3710.0	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Type slam
151	1.02	WATERBASED
954	1.17	WATERBASED
1394	1.70	WATERBASED
2580	1.89	WATERBASED
3100	1.75	WATERBASED
3210	1.75	WATERBASED
3555	1.70	WATERBASED
3710	1.72	WATERBASED

1/9-4