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

1/9-1

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.
    1/9-1
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    1/9-1
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    167-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    127
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.10.1976
    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.
    17.02.1977
    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.
    17.02.1979
    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.
    01.04.2012
    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.
    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
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE CRETACEOUS
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    HOD 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.
    78.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3703.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    133
    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 CRETACEOUS
    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.
    HIDRA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 24' 5.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 54' 6.49'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6250899.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    493938.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    243

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/9-1 was drilled on a salt diapir structure located in the Feda Graben in the southern North Sea. The primary objective was to test hydrocarbon accumulations in the Danian and Late Cretaceous chalk. A secondary objective was to test the Jurassic and Triassic sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 1/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 14 October 1976 and drilled to TD at 3706 m in Cenomanian age limestone (Hidra Formation). The Jurassic was not reached. The anchor chain broke on three occasions. The third breakdown occurred during the last DST. The decision was then made to suspend the well for later re-entry. The well was drilled with seawater and gel slugs down to 433 m, and with seawater-lime-lignosulphonate from 433 m to TD.
    The Danian chalk (Ekofisk Formation) was reached at 3043.5 m just below a marl section. It consisted of two hydrocarbon bearing zones. Zone 1 from 3043.5 m to 3071.5 m and a tighter zone 2 from 3071.5 m to 3103.5 m. Maastrichtian (Tor Formation) starts at about 3103.5 m and is also hydrocarbon bearing with water saturations below 50% down to 3141.5 m. A transition zone with gradually increasing water content is seen from 3134.0 m down to 3182.5 m. Apart from in the oil bearing reservoirs weak oil shows on minor sandstones were recorded in the interval 2947 to 2958 m; weak to good oil shows were seen on limestone in the interval 3300 m to 3500 m; and finally weak oil shows were seen occasionally from 3645 m to 3675 m.
    The chalk section was cored in 11 cores from 3048 m to 3235.5 m (Ekofisk and Tor formations) and one core (core no 12) from 3327.2 m to 3336.7 m (Hod Formation). Total core recovery was nearly 100%. No wire line fluid samples were taken.
    The well was suspended on 17 February 1977 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Eight drill stem tests were performed in the Late Cretaceous and Danian chalk sections. The tests indicated an oil reservoir with a retrograde gas cap. However PVT analyses indicated that the hydrocarbon system was close to its critical point and therefore difficult to interpret.
    DST 1B tested the intervals 3298 - 3302 and 3306 - 3312 m (Tor Formation). After acidizing the test produced water with less than 1% oil emulsion at a rate of 48 - 51 m3 /day on a 48/64" choke. Maximum recorded temperature was 120 deg C.
    DST 2A tested the interval 3210 - 3220 m (Tor Formation). The test produced water at a rate of 53 m3 /day on a 48/64" choke. Maximum recorded temperature was 116 deg C.
    DST 3 tested the interval 3174 - 3182 m (Tor Formation). The test produced water at a rate of 13 m3 /day on a 48/64" choke. Maximum recorded temperature was 117 deg C.
    DST 4 tested the interval 3148 - 3157 m (Tor Formation). After acidizing the test produced 253 - 420 Sm3 oil, 152910 Sm3 gas and 108 - 180 m3 water /day on a 24/64" choke. The GOR was 365 - 606 Sm3/Sm3, oil density was 0.849 g/cm3 and gas gravity was 0.699 (air = 1). Maximum recorded temperature was 120 deg C.
    DST 5 tested the interval 3120 - 3133 m (Tor Formation). After acidizing the test produced 405 - 461 Sm3 oil, 242000 -251000 Sm3 gas /day on a 24/64" choke. The GOR was 534 - 618 Sm3/Sm3, oil density was 0.818 g/cm3 and gas gravity was 0.680 (air = 1). Maximum recorded temperature was 120 deg C.
    DST 5A tested the interval 3129 - 3133 m (Tor Formation). The test produced 71 - 98 Sm3 oil with 1% water, 34000 - 45000 Sm3 gas /day on a 12/64" choke. The GOR was 409 - 640 Sm3/Sm3, oil density was 0.836 g/cm3 and gas gravity was 0.710 (air = 1). Maximum recorded temperature was 121 deg C.
    DST 6 tested the interval 3105 -3108.5 m (Tor Formation). The test produced 111 - 127 Sm3 oil with 1% water, 125000 - 130000 Sm3 gas /day on a 22/64" choke. The GOR was 989 - 1201 Sm3/Sm3, oil density was 0.796 g/cm3 and gas gravity was 0.708 (air = 1). Maximum recorded temperature was 118 deg C.
    DST 7 tested the interval 3082 - 3088 m (Ekofisk Formation). The test gave no flow.
    DST 8 tested the interval 3055 - 3068 m (Ekofisk Formation). The test produced 79 - 90 Sm3 oil with 0.5% water, 198000 - 218000 Sm3 gas /day on a 12/64" choke. The GOR was 2330 - 2740 Sm3/Sm3, oil density was 0.760 g/cm3 and gas gravity was 0.691 (air = 1). Maximum recorded temperature was 116 deg C. Attempts to test this interval with acid (DST 8A and 8B) failed as a consequence of the problems with the anchor chains.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    3706.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3048.0
    3057.2
    [m ]
    2
    3057.2
    3075.8
    [m ]
    3
    3075.8
    3094.0
    [m ]
    4
    3094.0
    3105.3
    [m ]
    5
    3105.3
    3123.9
    [m ]
    6
    3123.9
    3142.6
    [m ]
    7
    3142.5
    3160.0
    [m ]
    8
    3161.0
    3179.6
    [m ]
    9
    3179.6
    3197.6
    [m ]
    10
    3198.3
    3216.9
    [m ]
    11
    3216.9
    3234.1
    [m ]
    12
    3327.2
    3335.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    192.5
    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
    DST 1
    3298.00
    3302.00
    23.12.1976 - 00:00
    YES
    DST
    TEST1A
    0.00
    0.00
    25.12.1976 - 01:00
    YES
    DST
    TEST1B
    3312.00
    3306.00
    25.12.1976 - 14:30
    YES
    DST
    TEST4
    3148.00
    3157.00
    11.01.1977 - 01:55
    YES
    DST
    TEST5
    3120.00
    3133.00
    17.01.1977 - 19:25
    YES
    DST
    DST6
    3105.00
    3109.00
    26.01.1977 - 00:00
    YES
    DST
    DST 8
    3055.00
    3068.00
    31.01.1977 - 15:15
    YES

  • 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
    152.0
    36
    152.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    423.0
    26
    433.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1343.0
    17 1/2
    1355.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2825.0
    12 1/4
    2836.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3369.0
    8 1/2
    3706.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3298
    3310
    19.0
    2.0
    3210
    3220
    19.0
    3.0
    3174
    3182
    19.0
    4.0
    3148
    3157
    9.5
    5.0
    3120
    3133
    9.5
    5.1
    3129
    3133
    5.0
    6.0
    3105
    3109
    8.4
    7.0
    3082
    3088
    0.0
    8.0
    3055
    3068
    4.6
    8.1
    3055
    3068
    18.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    120
    2.0
    116
    3.0
    117
    4.0
    41.000
    120
    5.0
    27.000
    120
    5.1
    21.000
    121
    6.0
    14.300
    118
    7.0
    8.0
    11.100
    116
    8.1
    13.300
    111
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    420
    154000
    0.849
    0.699
    380
    5.0
    460
    251000
    0.818
    0.680
    550
    5.1
    98
    45000
    0.836
    0.710
    600
    6.0
    127
    130000
    0.796
    0.708
    990
    7.0
    8.0
    90
    218000
    0.760
    0.691
    2336
    8.1
    1007

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    500
    1457
    CBL VDL GR
    2045
    2821
    CBL VDL GR
    2715
    3325
    CBL VDL GR
    2821
    3693
    CPI
    2871
    3328
    DST GR
    2821
    3335
    FDC CNL GR
    422
    3705
    HDT
    2821
    3335
    IES SP
    2821
    3705
    ISF SONIC
    151
    3705
    VDL SONIC
    2821
    3705

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    103
    1572
    2872
    2872
    2884
    2944
    2947
    2952
    3013
    3036
    3036
    3104
    3312
    3648
    3662

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.23
    pdf
    2.57

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.17
    pdf
    2.15
    pdf
    32.92
    pdf
    38.52

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    143
    1.04
    spud mud
    432
    1.37
    50.0
    spud mud
    1358
    1.46
    46.0
    spud mud
    1960
    1.91
    54.0
    waterbased
    2577
    1.84
    59.0
    waterbased
    2836
    1.68
    56.0
    waterbased
    3328
    1.66
    53.0
    waterbased
    3683
    1.65
    50.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3048.00
    [m ]
    3061.00
    [m ]
    3070.00
    [m ]
    3105.00
    [m ]
    3116.00
    [m ]
    3134.00
    [m ]
    3144.00
    [m ]
    3149.00
    [m ]
    3154.00
    [m ]
    3160.00
    [m ]
    3217.00
    [m ]
    3226.00
    [m ]
    3233.00
    [m ]
    3328.00
    [m ]
    3336.00
    [m ]