Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/3-9 S

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.
    1/3-9 S
    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.
    RE-CLASS TO DEV
    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.
    1/3-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BPNHR97-13 X-OVER BPNHR97-22
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    928-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    85
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.05.1998
    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.
    31.07.1998
    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.
    31.07.2000
    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.
    30.04.2010
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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.
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    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").
    4516.0
    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).
    4359.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    25.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    168
    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.
    ULA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 58' 57.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 57' 31.44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6315608.87
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    497491.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3362

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/3-9 S is located on the Tambar Field on the Cod Terrace in the North Sea. The objective was to appraise the possibility of commercial quantities of hydrocarbons in the Ula Formation sandstones of the JU8 prospect (the Ula Formation is sometimes referred to as the "Gyda Sandstone Member" in this part of the North Sea). The well was planned deviated to avoid shallow gas anomalies and to fully appraise the target sand.
    Operations and results
    Well 1/3-9 S was spudded with the semi-submersible installation Mærsk Jutlander on 8 May 1998 and drilled to 3100 m where hole problems led to plug-back and a sidetrack (1/3-9 S T2) with kick-off at 1836 m. Final TD of the well was set at 4516 m in the Late Jurassic Ula Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1050 m, with Barasilc WBM from 1050 m to 3185 m, and with Enviromul OBM from 3185 m to TD. Total Non-Productive time for the well was 40%, most of which was due to contamination of the mud system, the side-track of the well and the TD logging performance. The 12 1/4" Section was notably different from plan, after an unexpected water kick was taken at 2535 m. This not only reduced the mud systems ability to accept contaminants, with a required MW increase up to 1.7sg, but also severely reduced the ROP, due to high overbalance drilling, later in the section. This also resulted in setting the 9 5/8" casing high, leaving reactive shales open whilst drilling the 8 1/2" section.
    The Palaeocene Forties sands of the 1/3-6 and 1/3-7 wells were not encountered. The target Ula Formation sandstone was encountered at 4266.3 m, 33.7 m high to prognosis. It was oil-bearing with an estimated OWC at ca 4375 m. Oil shows, both fluorescence in cuttings samples and drilled gas with the compositional range of C1 - C5, were observed through the interval 4273 - 4377 m, within this unit. No other shows were recorded in the well. Analysis of MDT pressure revealed a 550 psi difference compared to well 1/3-3 and Gyda well 2/1-6. This is interpreted as being a result of depletion from Gyda oil production, and suggests there is significant communication through the aquifer between the JU8 structure and the Gyda Field.
    A total of 105 m of core was cut in two cores in the Ula Formation. A total recovery of 99.7% was obtained, representing the two longest core recoveries in the area. MDT oil samples were taken at 4279.5 m, 4304.98 m, and at 4346.49 m. Following extensive logging of the well, a 7" liner was run in preparation for future development. The well was temporarily suspended on 31 July 1998, with a combined trawl guard and corrosion cap left on top. In June 2001 it was re-entered and reclassified to development well on the Tambar and Tambar Øst Fields.
    Well 1/3-9 S is classified as an appraisal of the 1/3-3 Tambar 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]
    1070.00
    3100.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4273.0
    4322.7
    [m ]
    2
    4323.0
    4378.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    104.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4273-4278m
    Kjerne bilde med dybde: 4278-4283m
    Kjerne bilde med dybde: 4283-4288m
    Kjerne bilde med dybde: 4288-4293m
    Kjerne bilde med dybde: 4293-4298m
    4273-4278m
    4278-4283m
    4283-4288m
    4288-4293m
    4293-4298m
    Kjerne bilde med dybde: 4298-4303m
    Kjerne bilde med dybde: 4303-4308m
    Kjerne bilde med dybde: 4308-4313m
    Kjerne bilde med dybde: 4313-4318m
    Kjerne bilde med dybde: 4318-4322m
    4298-4303m
    4303-4308m
    4308-4313m
    4313-4318m
    4318-4322m
    Kjerne bilde med dybde: 4323-4328m
    Kjerne bilde med dybde: 4328-4333m
    Kjerne bilde med dybde: 4333-4338m
    Kjerne bilde med dybde: 4338-4343m
    Kjerne bilde med dybde: 4343-4348m
    4323-4328m
    4328-4333m
    4333-4338m
    4338-4343m
    4343-4348m
    Kjerne bilde med dybde: 4348-4353m
    Kjerne bilde med dybde: 4353-4358m
    Kjerne bilde med dybde: 4358-4363m
    Kjerne bilde med dybde: 4368-4373m
    Kjerne bilde med dybde: 4373-4378m
    4348-4353m
    4353-4358m
    4358-4363m
    4368-4373m
    4373-4378m
    Kjerne bilde med dybde: 4378-4378m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4378-4378m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4274.2
    [m]
    C
    APT
    4274.4
    [m]
    C
    APT
    4275.4
    [m]
    C
    APT
    4277.5
    [m]
    C
    APT
    4287.3
    [m]
    C
    APT
    4289.4
    [m]
    C
    APT
    4289.5
    [m]
    C
    APT
    4309.7
    [m]
    C
    APT
    4322.8
    [m]
    C
    APT
    4325.7
    [m]
    C
    APT
    4328.0
    [m]
    C
    APT
    4331.5
    [m]
    C
    APT
    4334.9
    [m]
    C
    APT
    4338.6
    [m]
    C
    APT
    4375.0
    [m]
    C
    APT
    4376.0
    [m]
    C
    APT
    4376.0
    [m]
    C
    APT
    4378.0
    [m]
    C
    APT
    4378.0
    [m]
    C
    APT

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44
    pdf
    2.49
    pdf
    0.12

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.39
    .pdf
    31.90

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CSAT GR
    1050
    4518
    CSAT GR
    3106
    4518
    DSI IPL
    3157
    4518
    MDT GR
    4266
    4308
    MDT GR
    4266
    4396
    MDT GR
    4278
    4395
    PI GR
    3150
    4518

  • 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
    159.0
    36
    165.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1042.0
    17 1/2
    1050.0
    1.98
    LOT
    PILOT HOLE
    1050.0
    9 7/8
    0.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3180.0
    12 1/4
    3185.0
    1.90
    LOT
    LINER
    7
    4514.0
    8 1/2
    4516.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    160
    1.03
    1.0
    WATERBASED
    501
    1.03
    1.0
    WATERBASED
    1050
    1.25
    1.0
    WATER BASED MUD
    1658
    1.30
    16.0
    WATER BASED MUD
    1920
    1.70
    25.0
    WATER BASED MUD
    2180
    1.70
    26.0
    WATER BASED MUD
    2293
    1.70
    26.0
    WATER BASED MUD
    2348
    1.70
    26.0
    WATER BASED MUD
    2515
    1.70
    24.0
    WATER BASED MUD
    2932
    1.67
    45.0
    WATER BASED MUD
    2935
    1.70
    26.0
    WATER BASED MUD
    3087
    1.70
    30.0
    WATER BASED MUD
    3100
    1.67
    36.0
    WATER BASED MUD
    3185
    1.70
    27.0
    WATER BASED MUD
    3185
    1.70
    27.0
    WATER BASED MUD
    3466
    1.54
    29.0
    OIL BASED MUD
    3573
    1.54
    28.0
    OIL BASED MUD
    4042
    1.54
    30.0
    OIL BASED MUD
    4100
    1.54
    29.0
    OIL BASED MUD
    4253
    1.54
    32.0
    OIL BASED MUD
    4323
    1.54
    26.0
    OIL BASED MUD
    4377
    1.54
    30.0
    OIL BASED MUD
    4493
    1.54
    31.0
    OIL BASED MUD
    4516
    1.54
    30.0
    OIL BASED MUD

  • 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
    0.21