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

29/9-1

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.
    29/9-1
    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).
    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.
    29/9-1
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    390-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    155
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.09.1983
    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.
    24.02.1984
    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.
    24.02.1986
    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.
    01.08.2010
    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.
    APPRAISAL
    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/GAS
    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.
    EOCENE
    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.
    FRIGG 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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    BRENT GP
    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.
    104.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4703.0
    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).
    4703.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    147
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 28' 33.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 59' 58.95'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6704986.97
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    445007.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    31

  • Brønnhistorie
    General
    Well 29/9-1 is located on the Hild structure ca 1.5 km west of the UK border on the eastern margin of the East Shetland Basin in the North Sea. The well was drilled to appraise the 30/7-2 discovery. The main objectives were to test the hydrocarbon prospectivity and reservoir parameters of the Middle and Early Jurassic sequence. The well was planned to be drilled 50 m into the Statfjord Formation at a total depth of 4640 +/- 200 m.
    Operations and results
    Appraisal well 29/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 23 September 1983 and drilled to TD at 4703 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. During drilling of the 17 1/2" hole, tight hole problems were experienced. The 9 5/8" casing had to be run twice due to problems with the casing hanger seal. Due to high temperature and lack of circulation the mud in the 7" liner gelled up and had to be replaced several times. This caused difficulties operating the testing tool. The well was drilled with seawater and gel slugs down to 1057 m and with KCl/polymer mud from 1057 m to TD. Mud retort test showed 4-5% oil in the mud from top of the 12 1/4" section at 2752 m, declining to traces at 3732 m.
    The well encountered oil in the Frigg Formation in the interval 1782 to 1787 m (OWC), and gas in the middle Jurassic Brent Group from 4386.5 m to 4421 m (gas down to top Dunlin Group; no hydrocarbon contact was encountered).
    The Frigg Formation (1782-1981 m) consisted of predominantly of fine to coarse grained porous sandstones. The uppermost 2.5 m was tight and calcareous cemented. Net pay was thus 2.5 m with 31% average porosity and 40% average water saturation, based on logs. No RFTs or drill stem tests were performed through this section. The upper part of the Brent Group, the Tarbert and most of the Ness Formation was faulted out. The remaining section of the Ness Formation (4386.5 - 4393.5m) consisted of shales with interbedded coals and stringers of sandstones. Fairly clean fine to coarse grained sandstones made up the underlying Etive Formation (4393.5 - 4405.5 m). The Rannoch Formation (4405.5 - 4415m) was a relatively tight sequence of very fine grained micaceous and silty sandstones. The Broom Formation (4415 - 4421m) constitutes the base of the Brent Group and consisted of fine to coarse grained pebbly sandstones. The net pay for the whole Brent Group was calculated to 10.6m of a gross thickness of 34,5m giving a net to gross ratio of 0.3. The average porosity was calculated from logs to 14.3% with an average water saturation of 53.6%.
    Oil shows in the Frigg Formation became weaker below OWC and died completely at 1844 m. Poor hydrocarbon shows occasionally observed on limestones and marls in the Cretaceous section were not considered significant. Good shows were seen on cores from the Brent reservoir. No shows were recorded below bas Brent Group.
    Three cores were cut in the middle Jurassic sequence from 4386 to 4436 m with 96 to 100% recovery. No RFT pressure recordings or sampling were performed due to badly washed out hole over the reservoir section.
    The well was permanently abandoned on 24 February as a gas as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    A drill stem test (DST) was performed over the interval 4394 - 4405 m in the Etive Formation. The well produced at maximum only 9769 Sm3 (0.345 MMft3) gas/day through a 1.27cm (32/64") choke. The gravity of the gas was 0.774 (air=l). Only traces of condensate were produced. Bottom hole temperature measured in the test was 141.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    4703.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4386.0
    4403.8
    [m ]
    2
    4404.0
    4417.5
    [m ]
    3
    4419.0
    4430.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    42.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4386-4390m
    Kjerne bilde med dybde: 3290-4394m
    Kjerne bilde med dybde: 4394-4398m
    Kjerne bilde med dybde: 4398-4402m
    Kjerne bilde med dybde: 4402-4406m
    4386-4390m
    3290-4394m
    4394-4398m
    4398-4402m
    4402-4406m
    Kjerne bilde med dybde: 4406-4410m
    Kjerne bilde med dybde: 4410-4414m
    Kjerne bilde med dybde: 4414-4417m
    Kjerne bilde med dybde: 4418-4422m
    Kjerne bilde med dybde: 4422-4436m
    4406-4410m
    4410-4414m
    4414-4417m
    4418-4422m
    4422-4436m
    Kjerne bilde med dybde: 4426-4430m
    Kjerne bilde med dybde: 4430-4434m
    Kjerne bilde med dybde: 4434-4436m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4426-4430m
    4430-4434m
    4434-4436m

  • 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
    213.5
    36
    215.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1040.5
    26
    1057.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2724.0
    17 1/2
    2751.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3927.0
    12 1/4
    3950.0
    2.19
    LOT
    LINER
    7
    4546.0
    8 3/8
    4703.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4394
    4405
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    10000
    0.774

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1858
    3925
    CST
    2250
    2748
    CST
    2922
    3695
    CST
    3698
    3950
    CST
    3950
    4321
    CST
    4014
    4625
    CST
    4026
    4595
    CST
    4336
    4704
    DLL MSFL
    4200
    4703
    HDT
    1700
    3955
    ISF LSS GR SP
    213
    4703
    LDT CNL GR CAL
    1039
    4703
    SHDT
    3927
    4703
    VSP
    2980
    4705

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.88

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.73
    pdf
    0.24
    pdf
    0.89
    pdf
    0.94

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.81
    pdf
    19.35

  • 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
    0.21
    pdf
    0.42

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    250
    1.06
    48.0
    WATER BASED
    450
    1.10
    48.0
    WATER BASED
    565
    1.04
    30.0
    WATER BASED
    905
    1.06
    32.0
    WATER BASED
    1050
    1.11
    47.0
    WATER BASED
    1250
    1.12
    53.0
    WATER BASED
    1550
    1.13
    50.0
    WATER BASED
    1750
    1.14
    47.0
    WATER BASED
    1920
    1.20
    49.0
    WATER BASED
    2000
    1.25
    49.0
    WATER BASED
    2120
    1.26
    46.0
    WATER BASED
    2220
    1.32
    45.0
    WATER BASED
    2250
    1.38
    52.0
    WATER BASED
    2300
    1.39
    52.0
    WATER BASED
    2400
    1.38
    52.0
    WATER BASED
    2750
    1.42
    56.0
    WATER BASED
    3700
    1.50
    45.0
    WATER BASED
    3810
    1.53
    46.0
    WATER BASED
    3860
    1.80
    52.0
    WATER BASED
    3950
    1.97
    47.0
    WATER BASED
    4050
    1.98
    30.0
    WATER BASED
    4150
    2.02
    26.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2922.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2931.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2942.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3151.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3485.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3625.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3771.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3848.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3883.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3896.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3983.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4014.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4035.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4067.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4116.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4169.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4211.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4246.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4262.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4290.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4336.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4345.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4360.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4386.1
    [m]
    C
    IKU
    4417.3
    [m]
    C
    IKU
    4419.4
    [m]
    C
    IKU
    4421.2
    [m]
    C
    IKU
    4428.8
    [m]
    C
    IKU
    4431.1
    [m]
    C
    IKU
    4508.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4555.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4685.0
    [m]
    SWC
    IKU