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

1/9-3 R

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.
    1/9-3 R
    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).
    APPRAISAL
    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.
    1/9-3
    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.
    181-L2
    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.
    27.05.1978
    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.
    30.09.1978
    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.
    30.09.1980
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    30.09.1978
    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.
    18.01.2007
    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.
    NO
    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).
    35.8
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    76.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4570.0
    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).
    4566.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.3
    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 JURASSIC
    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.
    HAUGESUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 24' 55.68'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 54' 15.22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6252464.47
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    494090.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    246

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/9-3 is located in the Feda Graben, close to the UK border southwest in the Norwegian North Sea. The primary objective of the well was to evaluate the Jurassic sandstones. The secondary objective was to appraise and test the hydrocarbon bearing zones of Danian and Maastrichtian age (Shetland Group) encountered in 1/9-1. The well was drilled in two phases, of which Phase I is named 1/9-3 and Phase II is named 1/9-3 R. This procedure was a requirement from the Norwegian Petroleum Directorate since Dyvi Gamma came directly from the yard and had therefore not accumulated the experience needed to drill the high pressure Jurassic well to a planned TD of 5000 m. The re-entry 1/9-3 R was to be drilled with the rig Dyvi Beta.
    Operations and results
    Well 1/9-3 was re-entered (1/9-3 R) with the semi-submersible installation Dyvi Beta on 27 May 1978 and drilled to TD at 4570 m in the Late Jurassic Haugesund Formation. When running the 9 5/8" casing problems occurred with stuck pipe. This resulted in severe delays, but the casing was landed at planned depth. In the 8 1/2" hole the progress was delayed due to hole problems with high pressure and mud weight combined with lost returns. Tight hole and stuck pipe occurred on several occasions. Max mud weight was 2.04 g/cm. The well was drilled water based, but with several additions of diesel from 9 5/8" casing depth and downwards, resulting in 1 - 12 % diesel in the mud at all times below 3835 m.
    Several problems arose during the logging operations, which in the end resulted in a poor suit of logs over the reservoir.
    In summary the problems were due to uncontrolled stretch in the logging cable, generally poor log quality, especially for FDC/CNL logs, and difficult hole conditions with high pressure/temperature and excessive sticking. Logs that normally are run in combination had to be run separately. This made petrophysical evaluation difficult, and several logs had to be disregarded due to the poor quality.
    The well penetrated a typical stratigraphy for the area with a 2754 m thick Tertiary sequence down to top Rogaland Group (the 1/9-3 well bore), a 215 m thick Rogaland Group, a 709 m thick Shetland Group, and a 475 m thick Early Cretaceous Cromer Knoll Group. The well was terminated 305 m into the Late Jurassic Tyne Group. The Tyne Group contained a sand/shale sequence (Eldfisk Formation), but the sand beds were water bearing without shows.
    Live hydrocarbons were encountered and proved by testing in the Ekofisk and Tor Formations, but only the Ekofisk Formation had good reservoir properties. Petrophysical evaluation showed 36 m net pay in the upper part of the Ekofisk Formation and only 1.75 m net pay in the Tor Formation.
    A total of 100 m core was recovered in eight conventional cores in the interval from 3053 m in the Early Paleocene Maureen Formation to 3234 m in the Late Cretaceous Tor Formation. No fluid samples were taken on wire line.
    The well was permanently abandoned on 30 September 1978 as a gas/condensate appraisal.
    Testing
    Four drill stem tests were conducted in the Shetland Group chalks. DST 1 from 3205 m to 3214 m in the Tor Formation produced only water. Maximum temperature recorded at the end of the 12 hours main flow was 124.8 deg C. DST 2 from 3157 m to 3180 m in the Tor Formation produced 7175 m3 water together with 7.9 Sm3 oil and 4800 Sm3 gas per day through a 9.5 mm choke. Maximum temperature recorded at the end of the 10 hours main flow was 122.6 deg C. DST 3 from 3126 m to 3135 m in the Ekofisk Formation produced only 3 m3/day water with traces of oil and gas. DST 4 from 3094 m to 3112 m in the Ekofisk Formation was a good producer with a maximum flow of 397 Sm3 oil and 648400 Sm3 gas per day on a 19 mm choke. The gravity of the oil was 50 deg API. The maximum temperature recorded in this test was 120.1 deg C.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3053.0
    3065.3
    [m ]
    2
    3066.7
    3082.6
    [m ]
    3
    3105.3
    3123.5
    [m ]
    4
    3164.6
    3170.5
    [m ]
    5
    3175.2
    3178.7
    [m ]
    6
    3191.8
    3207.6
    [m ]
    7
    3208.3
    3214.1
    [m ]
    8
    3214.9
    3233.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    INTERM.
    9 5/8
    3830.0
    12 1/4
    3830.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4570.0
    8 1/2
    4570.0
    0.00
    LOT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.94

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.18
    pdf
    3.70

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1150.0
    [m]
    DC
    HRS
    1250.0
    [m]
    DC
    HRS
    1350.0
    [m]
    DC
    HRS
    1450.0
    [m]
    DC
    HRS
    1550.0
    [m]
    DC
    HRS
    1650.0
    [m]
    DC
    HRS
    1750.0
    [m]
    DC
    HRS
    1850.0
    [m]
    DC
    HRS
    1950.0
    [m]
    DC
    HRS
    2050.0
    [m]
    DC
    HRS
    2150.0
    [m]
    DC
    HRS
    2250.0
    [m]
    DC
    HRS
    2350.0
    [m]
    DC
    HRS
    2450.0
    [m]
    DC
    HRS
    2551.0
    [m]
    DC
    HRS
    2650.0
    [m]
    DC
    HRS
    2752.0
    [m]
    DC
    HRS
    2850.0
    [m]
    DC
    HRS
    2952.0
    [m]
    DC
    HRS
    3051.0
    [m]
    DC
    HRS
    3090.0
    [m]
    DC
    HRS
    3825.0
    [m]
    DC
    HRS
    3918.0
    [m]
    DC
    HRS
    4035.0
    [m]
    DC
    HRS
    4134.0
    [m]
    DC
    HRS
    4236.0
    [m]
    DC
    HRS
    4275.0
    [m]
    DC
    HRS
    4278.0
    [m]
    DC
    OD
    4290.0
    [m]
    DC
    OD
    4299.0
    [m]
    DC
    OD
    4308.0
    [m]
    DC
    OD
    4317.0
    [m]
    DC
    OD
    4326.0
    [m]
    DC
    HRS
    4332.0
    [m]
    DC
    OD
    4341.0
    [m]
    DC
    OD
    4350.0
    [m]
    DC
    OD
    4359.0
    [m]
    DC
    OD
    4371.0
    [m]
    DC
    OD
    4377.0
    [m]
    DC
    HRS
    4380.0
    [m]
    DC
    OD
    4389.0
    [m]
    DC
    OD
    4398.0
    [m]
    DC
    OD
    4410.0
    [m]
    DC
    OD
    4419.0
    [m]
    DC
    OD
    4425.0
    [m]
    DC
    HRS
    4431.0
    [m]
    DC
    OD
    4440.0
    [m]
    DC
    OD
    4449.0
    [m]
    DC
    OD
    4461.0
    [m]
    DC
    OD
    4470.0
    [m]
    DC
    OD
    4476.0
    [m]
    DC
    HRS
    4479.0
    [m]
    DC
    OD
    4488.0
    [m]
    DC
    OD
    4500.0
    [m]
    DC
    OD
    4509.0
    [m]
    DC
    OD
    4521.0
    [m]
    DC
    OD
    4527.0
    [m]
    DC
    HRS
    4530.0
    [m]
    DC
    OD
    4539.0
    [m]
    DC
    OD
    4551.0
    [m]
    DC
    OD
    4560.0
    [m]
    DC
    OD
    4569.0
    [m]
    DC
    OD