Brønnbane: 16.10.2007 - 2/1-9 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	2/1-9
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
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
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.	GYDA
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	2/1-9 Gyda Sør
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	2/1-9
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	X-OVER 3D LINE 560 AND X-LINE 570
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	019 B
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.	676-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	ROSS ISLE
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	83
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	15.04.1991
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.	06.07.1991
Plugget dato Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).	06.07.1991
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.	06.07.1993
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.	16.10.2007
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.	APPRAISAL
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.	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.	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.	66.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	4298.0
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).	4298.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	2.2
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	160
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 PERMIAN
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.	ZECHSTEIN GP
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	56° 51' 37.77'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 5' 4.77'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6302000.77
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	505162.30
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	1667

Well 2/1-9 was drilled on the Gyda South structure, a fault/dip closure in the Late Jurassic fairway on the eastern flank of the Central Graben, 6 km south of the Gyda Field. The main objective of the well was to test the Late Jurassic "Gyda sandstone" (Ula Formation) target and prove a volume of oil that was commercial as a tie back development to the Gyda platform. Secondary reservoir potential existed in both the Middle Jurassic and in the uppermost part of the Triassic. Estimated TD was 4275 m TVD RKB.

Operations and results

Appraisal well 2/1-9 was spudded with the semi submersible rig Ross Isle 15 March 1991 and drilled to TD at 4298 m in the late Permian Zechstein Group. No significant problems were encountered in the operations. No shallow gas was detected. The well was drilled with seawater and high viscosity slugs down to 900 m, and with Aquamul ether-based invert emulsion mud system from 900 m to TD.

A 59 m Forties Formation sandstone sequence was encountered at 2923 m in the Late Paleocene and another ca 30 m thick sandstone sequence at 3025 m within the Lista Formation. Top Mandal Formation was encountered at 4013.5 m, 10.5m deeper than predicted. Top Ula Formation was encountered hydrocarbon bearing from 4048 to 4209 m, which was 111 m thicker than expected. The OWC was interpreted from logs to be at 4137.0 m, while the cores taken had good oil shows all through the cored section, i.e. down to 4153 m. No reservoir sections were encountered in the Middle Jurassic. No Triassic sediments were penetrated by the well.

Five cores were cut continuously from 4019 m to 4153 m with 100% recovery. Core 1 covered the lower part of the Mandal, Farsund, and the upper part of the Ula Formation. Cores 2, 3, 4 and 5 were cut in the Ula Formation. Good oil shows was observed throughout the cored section of the Ula sandstone. RFT fluid samples were taken at 4088.7 m (oil), 4137.0 m (oil), 4151 (water), and 4177 m (water).

Well 2/1-9 was considered a potential water injector for the Gyda South discovery, and to be sidetracked up-dip as a producer. A full evaluation of the DST and PVT data would be performed together with a geological remapping and evaluation of the discovery. The well was thus suspended on 6 July 1991, as an oil discovery. It would be re-entered later, after the above evaluations had been completed.

Testing

One DST was run in the interval 4078 - 4108 m and resulted in an oil rate of 166 Sm3 oil/day through a 32/64" choke. The gas rate was 91180 Sm3/day and the water rate was 120 Sm3/day. The GOR was 548 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 43 deg API. Due to the presence of H2S the lower part of the Ula Formation was not tested.

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	4019.0	4046.0	[m ]
2	4046.0	4074.0	[m ]
3	4074.0	4102.0	[m ]
4	4102.0	4124.5	[m ]
5	4125.0	4153.0	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	133.5

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

4019-4024m	4024-4029m	4039-4034m	4034-4039m	4039-4044m

4044-4046m	4046-4051m	4051-4056m	4056-4061m	4061-4066m

4066-4071m	4071-4074m	4074-4079m	4079-4084m	4084-4089m

4089-4094m	4094-4099m	4099-4102m	4102-4107m	4107-4112m

4112-4117m	4117-4122m	4122-4124m	4125-4130m	4130-4135m

4135-4140m	4140-4145m	4145-4150m	4150-4152m

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		0.00	0.00			YES
DST	DST1	4108.00	4078.00		14.06.1991 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
89	NORDLAND GP
1814	HORDALAND GP
2898	ROGALAND GP
2898	BALDER FM
2915	SELE FM
2923	FORTIES FM
2982	LISTA FM
3055	VIDAR FM
3143	LISTA FM
3158	VÅLE FM
3168	SHETLAND GP
3168	EKOFISK FM
3256	TOR FM
3617	HOD FM
3765	BLODØKS FM
3783	HIDRA FM
3800	CROMER KNOLL GP
3800	RØDBY FM
3838	SOLA FM
3852	TUXEN FM
3867	ÅSGARD FM
4014	TYNE GP
4014	MANDAL FM
4034	FARSUND FM
4048	VESTLAND GP
4048	ULA FM
4257	BRYNE FM
4289	ZECHSTEIN GP

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1667	pdf	0.50

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1667_1	pdf	0.33
1667_2	pdf	0.97

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1667_01_WDSS_General_Information	pdf	1.46
1667_02_WDSS_completion_log	pdf	0.22

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1667_2_1_9_COMPLETION_LOG	pdf	1.76
1667_2_1_9_COMPLETION_REPORT	pdf	11.33

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	4078	4108	17.4

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0	7.000		23.600	160

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	165	90577			549

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL VDL CCL GR	2040	2895
CBL VDL CCL GR	3761	4249
CST GR	3500	3947
CST GR	3957	4288
DIL LLS GR	0	3954
DIL SDT GR	3945	4298
ENERJET CCL	4078	4093
ENERJET CCL	4093	4108
GR CCL	2700	2700
GR CCL	4003	4003
GR CCL	4150	4150
JUNK BASKET CCL	3980	3980
JUNK BASKET CCL	4250	4250
LDL CNL NGT	3945	4298
MWD - RWD	88	4289
OBDT GR	3945	4298
PERM PACKER	4003	4003
RFT GR SAMPLE	4049	4243
RFT SAMPLE	4088	4088
RFT SAMPLE	4151	4151
RFT SAMPLE	4177	4177
VELOCITY	500	4213

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	164.0	36	166.0	0.00	LOT
INTERM.	20	895.0	26	897.0	1.74	LOT
INTERM.	13 3/8	2893.0	17 1/2	2896.0	2.03	LOT
INTERM.	9 5/8	3938.0	12 1/4	3940.0	2.15	LOT
LINER	7	4275.0	8 1/2	4289.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
415	0.00		OIL BASED
426	1.57	42.0	OIL BASED
900	1.04		WATER BASED
961	1.20	31.0	WATER BASED
1583	1.39	49.0	WATER BASED
2153	1.60	72.0	WATER BASED
2474	1.60	64.0	WATER BASED
2529	1.60	74.0	WATER BASED
2682	1.60	73.0	WATER BASED
2874	1.60	71.0	WATER BASED
2901	1.60	77.0	WATER BASED
3018	1.60	69.0	WATER BASED
3114	1.60	68.0	WATER BASED
3173	1.60	7.7	WATER BASED
3193	1.60	57.0	WATER BASED
3243	1.60	60.0	WATER BASED
3253	1.60	68.0	WATER BASED
3318	1.60	76.0	WATER BASED
3413	1.60	79.0	WATER BASED
3610	1.60	80.0	WATER BASED
3775	1.73	85.0	WATER BASED
3847	1.73	77.0	WATER BASED
3910	1.73	82.0	OIL BASED
3947	1.73	91.0	OIL BASED
3967	1.72	82.0	OIL BASED
4019	1.62	51.0	OIL BASED
4039	1.56	49.0	OIL BASED
4074	1.56	47.0	OIL BASED
4102	1.57	53.0	OIL BASED
4125	0.14	53.0	OIL BASED
4153	1.57	53.0	OIL BASED
4240	1.58	56.0	OIL BASED
4289	1.59	72.0	OIL BASED

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]
1667_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	PDF	0.21

2/1-9