Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
04.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/3-11

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.
    1/3-11
    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
    Pressemelding
    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.
    1/3-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 9958 & crossline 21324 på settet VGCN0401
    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.
    DONG E&P Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1179-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    95
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.05.2008
    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.
    30.08.2008
    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.
    30.08.2010
    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.
    30.08.2010
    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.
    OIL
    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.
    FORTIES FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    42.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    72.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3595.0
    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).
    3507.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    20.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EKOFISK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 50' 58.47'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 43' 15.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6300817.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    482979.33
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5806
  • Brønnhistorie

    General
    The 1/3-11 Ipswich well was drilled in the Central Graben of the North Sea about 9 km south of the 1/3-10 Oselvar well, which confirmed oil in a similar geological setting to that of the Ipswich prospect. The primary objective of the 1/3-11 well was to determine the presence and nature of recoverable hydrocarbons in the Forties Formation Sandstone reservoir expected to exist along the western flank of the Ipswich salt dome.
    Operations and results
    Wildcat well 1/3-11 was spudded with the jack-up installation Mærsk Galant on 28 May 2008 and drilled to 3289 m in the Paleocene Våle Formation. The well path was drilled with a slight S shape after the originally planned surface location was moved to avoid potential shallow gas. Due to unexpected lithology the original hole penetrated most of an hydrocarbon-bearing reservoir sand in the well without cores being taken. Therefore it was decided to make a technical coring side-track, in which also fluid samples would be obtained. The sidetrack was denoted technical (1/3-11 T2) as coring was the main objective. It was kicked off at 1330 m and drilled to final TD at 3595 m in the Paleocene Ekofisk Formation. The well was drilled with seawater and pre-hydrated bentonite down to 825 m, with KCl/polymer mud from 825 m to 1306 m, and with Carbo SEA oil based mud from 1306 m to TD, including the technical sidetrack.
    The well penetrated the clays and claystones (with sand interbeds) of the Nordland Group, the claystones of the Hordaland Group, and the claystones, tuffaceous claystones and sandstones of the Rogaland Group. The latter contained the Balder Formation, the Sele Formation (which was expected to contain the target Forties Formation sandstone), the Lista Formation and the Våle Formation. The well did not penetrate sands at the stratigraphic equivalent of the target Forties Formation sandstone. Instead, a de-sanded Forties equivalent was penetrated consisting of claystone interbedded with siltstone and dolomitic limestone. However, hydrocarbon bearing sands were encountered at 3176 m within the underlying Lista formation, and these were interpreted as possible lateral equivalents of the "Mey Sandstone Member" (Andrew Formation).
    Based on initial analysis of the LWD logs and wire line formation pressure measurements, it was decided to drill the coring sidetrack down dip in order to investigate also the thickness of the hydrocarbon column, lateral variation in reservoir quality and thickness, the presence of the Forties Formation sandstone down dip in addition to the Andrew Formation penetrated in the main well, in addition to the coring and sampling objectives. The Ipswich 1/3-11 T2 sidetrack kicked off in the claystones of the Nordland Group and penetrated the claystone of the Hordaland Group and claystones, tuffaceous claystones and sandstones of the Rogaland Group. The sandstones of the Rogaland Group included 37 m of Forties Formation which, unlike in the main well, was present in the sidetrack as a sandstone, in addition to 116 m of the Andrew Formation. In 1/3-11 T2 the Forties Sandstone was found hydrocarbon bearing, while the Andrew Formation was poorer and water filled.
    No definite hydrocarbon contact levels were seen in the wells.
    In the primary well oil shows were recorded throughout the Andrew Formation, else no shows above background OBM was observed. In the sidetrack a show (very weak, if any) was recorded in the Vade Formation sandstone at 2594 to 2600 m, in a thin sandstone at 3215 m within the Sele Formation, and in the Forties Formation. In the sidetrack no shows above background OBM level was observed in the Andrew Formation.
    At total of 93.63 m core was recovered in three cores from the interval 3288 m to 3355.7 m in the Forties and Sele Formations and 2 cores from the interval 3398.9 m to 3429.1 m in the Andrew Formation. All cores were cut in the sidetrack. No fluid samples were taken in the primary well. In the sidetrack fluid sampling resulted in the recovery of three water samples at 3415.1 m in the Andrew Formation and five oil samples at 3294.5 m in the Forties Formation Sandstone. All oil samples were heavily contaminated by oil based mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 30 August as an oil discovery.
    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]
    260.00
    3288.00
  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet

    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3288.0
    3298.4
    [m ]
    2
    3300.0
    3320.5
    [m ]
    3
    3320.6
    3354.7
    [m ]
    4
    3398.9
    3411.9
    [m ]
    5
    3412.8
    3428.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    93.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    YES
    MDT
    3294.50
    0.00
    OIL
    YES
  • Litostratigrafi

    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    114
    1777
    2594
    2600
    3194
    3194
    3205
    3282
    3319
    3343
    3366
    3482
    3502
    3502
  • Geokjemisk informasjon

    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.61
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GWV GR ZO-VSP
    190
    3278
    MWD LWD - DIR INCL
    114
    253
    MWD LWD - GR EWR DIR INCL
    253
    1306
    MWD LWD - GR EWR PWD DI ADN SON
    3121
    3289
    MWD LWD - PDGR GR EWR PWD ADN SO
    1306
    3121
    RCI SP SV SL
    3160
    3282
  • 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
    244.0
    36
    253.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    812.0
    24
    825.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1301.0
    17 1/2
    1330.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3281.0
    12 1/4
    3285.0
    1.75
    LOT
    OPEN HOLE
    3595.0
    8 1/2
    3595.0
    1.85
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    825
    1.20
    SW/PHB
    1306
    1.70
    KCL-Polymer
    3595
    1.72
    Carbo OBM