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

9/3-1

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.
    9/3-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    9/3-1
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    525-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.
    29.07.1986
    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.
    04.09.1986
    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.
    04.09.1988
    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
    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.
    DRY
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    99.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1971.0
    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).
    1970.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    77
    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 TRIASSIC
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 49' 45.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 45' 58.38'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6411210.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    604894.26
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    921

  • Brønnhistorie
    General
    Well 9/3-1 was drilled on a salt induced domal trap developed at the edge of the Stavanger Platform. The main objective of the well was to evaluate the sandstones of the Middle Jurassic Vestland Group at a prognosed depth of 1805 m. The well was designed to achieve a valid test of the prospect with one well, and to ensure a satisfactory tie of well results to existing seismic data. The prognosed TD was 2125 m. The well was planned to fully penetrate the reservoir sequence and proceed 50 m deeper than the crest, into the underlying rocks of Triassic age.
    Operations and results
    Wildcat well 9/3-1 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 29 July 1986 and drilled to TD at 1972 m in the Triassic Skagerrak Formation. Drilling proceeded without significant problems.
    Top Sandnes Formation came in at 1788 m, 18 m above prognosed depth. The reservoir was water bearing with no trace of hydrocarbons. The Vestland Group was found to be 167 m thick with porosities up to 29.5%. Permeability measurements from the core in the Sandnes Formation gave an average value of about 1000 mD, but as high as 4700 mD in one instance. No increase in background gas and no fluorescence or other hydrocarbon indications were observed on cuttings or on any of the 70 sidewall cores recovered. The Tau Formation shales had excellent source rock properties with TOC in the range 1.5 % to 4.5 % and hydrogen indexes in the range 100 to 500 mg HC/g TOC. Coals of the Lower Sandnes Formation and in the Bryne Formation also showed excellent properties with hydrogen indexes up to 465 mg HC/g TOC. No migrant hydrocarbons were however indicated by the organic geochemical analyses, and all formations penetrated by the well were immature for generation of petroleum and. One core was cut in the interval 1799 -1814 m in the Sandnes Formation. The RFT tool was run in the bottom hole section over the reservoir and 8 good pressure points confirmed a water gradient. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 4 September 1986 as a dry hole.
    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]
    225.00
    1969.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1798.0
    1805.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    7.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1798-1802m
    Kjerne bilde med dybde: 1802-1805m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1798-1802m
    1802-1805m

  • 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
    204.5
    36
    215.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    528.0
    26
    540.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1349.0
    17 1/2
    1360.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    1971.0
    12 1/4
    1971.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    230
    1335
    DIL LSS GR
    1350
    1979
    DLL MSFL GR
    1350
    1967
    ISF LSS GR
    204
    540
    ISF LSS GR
    529
    1356
    LDL CNL GR
    204
    540
    LDL CNL GR
    529
    1356
    LDL CNL NGL
    1350
    1971
    RFT
    1801
    1837
    SHDT
    1350
    1972
    SHDT GR
    529
    1354
    VSP
    204
    1970

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33
    pdf
    1.62

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.95
    pdf
    13.30

  • 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
    0.17

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    158
    1.03
    WATER BASED
    08.09.1986
    179
    1.03
    WATERBASED
    04.08.1986
    188
    1.03
    WATERBASED
    06.08.1986
    215
    1.03
    WATERBASED
    04.08.1986
    215
    0.00
    WATERBASED
    06.08.1986
    220
    1.03
    9.0
    22.0
    WATERBASED
    06.08.1986
    227
    0.00
    WATER BASED
    03.09.1986
    540
    1.08
    10.0
    30.0
    WATERBASED
    06.08.1986
    540
    0.00
    8.0
    30.0
    WATERBASED
    11.08.1986
    540
    0.00
    10.0
    30.0
    WATERBASED
    11.08.1986
    540
    0.00
    12.0
    30.0
    WATERBASED
    14.08.1986
    540
    0.00
    WATERBASED
    14.08.1986
    545
    1.15
    12.0
    18.0
    WATERBASED
    14.08.1986
    720
    1.15
    13.0
    24.0
    WATERBASED
    14.08.1986
    931
    1.17
    12.0
    23.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    1159
    1.20
    12.0
    22.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    1210
    1.50
    WATER BASED
    01.09.1986
    1316
    1.21
    13.0
    14.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    1360
    1.20
    13.0
    15.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    1360
    1.20
    19.0
    18.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    1360
    1.20
    18.0
    20.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    1360
    1.20
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    1426
    1.21
    21.0
    17.0
    WATER BASED
    22.08.1986
    1562
    1.20
    15.0
    18.0
    WATER BASED
    22.08.1986
    1610
    1.26
    21.0
    18.0
    WATER BASED
    22.08.1986
    1757
    1.40
    30.0
    24.0
    WATER BASED
    25.08.1986
    1798
    1.42
    30.0
    20.0
    WATER BASED
    25.08.1986
    1810
    1.55
    28.0
    16.0
    WATER BASED
    28.08.1986
    1885
    1.55
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    28.08.1986
    1895
    1.55
    34.0
    22.0
    WATER BASED
    28.08.1986
    1914
    1.55
    28.0
    22.0
    WATER BASED
    31.08.1986
    1953
    1.50
    30.0
    27.0
    WATER BASED
    31.08.1986
    1972
    1.50
    28.0
    19.0
    WATER BASED
    31.08.1986
    1972
    1.51
    29.0
    20.0
    WATER BASED
    01.09.1986
    1972
    1.50
    28.0
    19.0
    WATER BASED
    31.08.1986

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    310.0
    [m]
    DC
    RRI
    330.0
    [m]
    DC
    RRI
    350.0
    [m]
    DC
    RRI
    370.0
    [m]
    DC
    RRI
    390.0
    [m]
    DC
    RRI
    410.0
    [m]
    DC
    RRI
    430.0
    [m]
    DC
    RRI
    450.0
    [m]
    DC
    RRI
    470.0
    [m]
    DC
    RRI
    490.0
    [m]
    DC
    RRI
    510.0
    [m]
    DC
    RRI
    530.0
    [m]
    DC
    RRI
    550.0
    [m]
    DC
    RRI
    570.0
    [m]
    DC
    RRI
    590.0
    [m]
    DC
    RRI
    610.0
    [m]
    DC
    RRI