Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

9/8-1

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.
    9/8-1
    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
    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.
    9/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    C 284 SP: 36142.
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    5-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    38
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.05.1968
    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.
    29.06.1968
    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.
    29.06.1970
    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.
    25.04.2005
    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
    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 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).
    30.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2176.0
    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.
    75
    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° 20' 33.97'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 20' 12.98'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6356476.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    580468.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    145

  • Brønnhistorie
    General
    The 9/8-1 well is located in the central western part of the Norwegian-Danish Basin in the North Sea. The objective was to test the hydrocarbon potential of the sedimentary section present on the crest of a closed seismic structure interpreted to be a salt pillow. Prospective reservoir sands were anticipated towards the base of the Tertiary, in the Early Cretaceous and in the Early Triassic.
    Operations and results
    Wildcat well 9/8-1 was spudded with the jack-up installation Endeavour on 23 May 1968 and drilled to TD at 2176 m in the Late Permian Zechstein Group. It was the first well drilled in Norwegian waters with a jack-up platform. After the 36" conductor was set at 137 m, the hole was drilled with a 17 1/2" bit to 411 m. While reaming the hole to 26", cavings and fill of shell fragments and gravel caused problems from about 300 m, necessitating the 20" casing to be set high at 360 m. The only additional drilling problem of note was a twist off while drilling at 1546 m. The fish was recovered in a few hours without difficulty. From here, operations were successfully carried out to TD. Initial drilling from the sea floor to 1350 feet was with seawater and gel without casing. Returns were to the sea floor. Below 1350 to TD at 7138 feet, a Spersene, XP-20, Salinex mud with up to 10 % diesel oil was used.
    The interpreted salt pillow structure was found to be a piercement which breached the Triassic with the result that the
    Triassic Bunter sand section was not present in this well. Top Permian Zechstein evaporites at 2109 m were immediately overlain by the Middle Jurassic Dogger formation. The Dogger contained some porous sandstones (Sandnes Formation) but these had only weak shows in the uppermost few feet and the logs indicated high water saturation. Both the Lower Cretaceous and the entire Tertiary section consisted mainly of clays. No sands were developed at the base of either the Lower Cretaceous or the Tertiary Eocene. Immature shales with good to excellent source rock properties were penetrated in the Late Jurassic. Two conventional cores were cut, from 1926 m to 1933.3 m in the Sandnes Formation and 2114.1 m to 2130.6 m in the Zechstein Group. Fluid sampling with the FIT tool at 2061.1 m, 2061.7 m, 1991.9 m, and at 1926.3 m. The two first of these were seal failures and recovered traces of sand together with mud, the third recovered only mud in a tight formation, the fourth successfully recovered formation water and some mud. No hydrocarbons were reported in any of the samples.
    The well was permanently abandoned on 29 June 1968 as a dry hole 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]
    1410.00
    7138.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1926.0
    1933.4
    [m ]
    2
    2114.0
    2130.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2490.0
    [ft]
    DC
    2520.0
    [ft]
    DC
    2580.0
    [ft]
    DC
    2670.0
    [ft]
    DC
    2760.0
    [ft]
    DC
    2910.0
    [ft]
    DC
    2970.0
    [ft]
    DC
    3000.0
    [ft]
    DC
    3120.0
    [ft]
    DC
    3150.0
    [ft]
    DC
    3180.0
    [ft]
    DC
    3210.0
    [ft]
    DC
    3360.0
    [ft]
    DC
    3390.0
    [ft]
    DC
    3420.0
    [ft]
    DC
    3510.0
    [ft]
    DC
    3540.0
    [ft]
    DC
    3630.0
    [ft]
    DC
    3660.0
    [ft]
    DC
    3720.0
    [ft]
    DC
    3750.0
    [ft]
    DC
    3780.0
    [ft]
    DC
    3810.0
    [ft]
    DC
    3840.0
    [ft]
    DC
    3870.0
    [ft]
    DC
    3900.0
    [ft]
    DC
    3930.0
    [ft]
    DC
    3990.0
    [ft]
    DC
    4020.0
    [ft]
    DC
    4080.0
    [ft]
    DC
    4140.0
    [ft]
    DC
    4170.0
    [ft]
    DC
    4200.0
    [ft]
    DC
    4210.0
    [ft]
    DC
    4250.0
    [ft]
    DC
    4260.0
    [ft]
    DC
    4300.0
    [ft]
    DC
    4310.0
    [ft]
    DC
    4400.0
    [ft]
    DC
    4500.0
    [ft]
    DC
    4600.0
    [ft]
    DC
    4700.0
    [ft]
    DC
    4800.0
    [ft]
    DC
    4900.0
    [ft]
    DC
    5000.0
    [ft]
    DC
    5100.0
    [ft]
    DC
    5200.0
    [ft]
    DC
    5240.0
    [ft]
    DC
    5260.0
    [ft]
    DC
    5270.0
    [ft]
    SWC
    5280.0
    [ft]
    DC
    5300.0
    [ft]
    DC
    5320.0
    [ft]
    DC
    5400.0
    [ft]
    DC
    5420.0
    [ft]
    DC
    5500.0
    [ft]
    DC
    5515.0
    [ft]
    SWC
    5600.0
    [ft]
    DC
    5700.0
    [ft]
    DC
    5761.0
    [ft]
    SWC
    5800.0
    [ft]
    DC
    5900.0
    [ft]
    DC
    5920.0
    [ft]
    SWC
    5920.0
    [ft]
    DC
    5960.0
    [ft]
    DC
    6000.0
    [ft]
    DC
    6020.0
    [ft]
    DC
    6050.0
    [ft]
    SWC
    6100.0
    [ft]
    DC
    6120.0
    [ft]
    DC
    6160.0
    [ft]
    DC
    6190.0
    [ft]
    SWC
    6200.0
    [ft]
    DC
    6270.0
    [ft]
    SWC
    6300.0
    [ft]
    DC
    6320.0
    [ft]
    DC
    6320.0
    [ft]
    DC
    6322.0
    [ft]
    C
    STRATLAB
    6323.0
    [ft]
    DC
    6325.0
    [ft]
    C
    STRATLAB
    6328.0
    [ft]
    C
    STRATL
    6331.0
    [ft]
    C
    STRATL
    6334.0
    [ft]
    C
    STRATL
    6334.0
    [ft]
    DC
    6337.0
    [ft]
    C
    STRATLAB
    6339.0
    [ft]
    DC
    6340.0
    [ft]
    C
    STRATLAB
    6343.0
    [ft]
    C
    STRATL
    6358.0
    [ft]
    SWC
    6400.0
    [ft]
    DC
    6400.0
    [ft]
    SWC
    6445.0
    [ft]
    SWC
    6500.0
    [ft]
    DC
    6540.0
    [ft]
    SWC
    6574.0
    [ft]
    SWC
    6600.0
    [ft]
    DC
    6700.0
    [ft]
    DC
    6715.0
    [ft]
    SWC
    6760.0
    [ft]
    SWC
    6800.0
    [ft]
    DC
    6900.0
    [ft]
    DC
    6925.0
    [ft]
    SWC
    7000.0
    [ft]
    DC
    7100.0
    [ft]
    DC
    7138.0
    [ft]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.43
    pdf
    0.39

  • 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
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.96

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.85
    pdf
    40.26

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDM
    1266
    2131
    FDC
    1266
    2133
    GR
    30
    360
    IES
    360
    2133
    MLL-C
    416
    2133
    SGR-C
    360
    2130
    TS
    44
    1252

  • 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
    138.0
    48
    145.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    360.0
    26
    412.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1265.0
    17 1/2
    1279.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2176.0
    12 1/4
    2176.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    137
    0.00
    seawater
    360
    1.11
    seawater
    1219
    1.13
    waterbased
    2175
    1.15
    waterbased

  • 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