Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/1-9

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.
    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
    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.
    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).
    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.
    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

  • Brønnhistorie
    General
    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
    Kjerne bilde med dybde: 4019-4024m
    Kjerne bilde med dybde: 4024-4029m
    Kjerne bilde med dybde: 4039-4034m
    Kjerne bilde med dybde: 4034-4039m
    Kjerne bilde med dybde: 4039-4044m
    4019-4024m
    4024-4029m
    4039-4034m
    4034-4039m
    4039-4044m
    Kjerne bilde med dybde: 4044-4046m
    Kjerne bilde med dybde: 4046-4051m
    Kjerne bilde med dybde: 4051-4056m
    Kjerne bilde med dybde: 4056-4061m
    Kjerne bilde med dybde: 4061-4066m
    4044-4046m
    4046-4051m
    4051-4056m
    4056-4061m
    4061-4066m
    Kjerne bilde med dybde: 4066-4071m
    Kjerne bilde med dybde: 4071-4074m
    Kjerne bilde med dybde: 4074-4079m
    Kjerne bilde med dybde: 4079-4084m
    Kjerne bilde med dybde: 4084-4089m
    4066-4071m
    4071-4074m
    4074-4079m
    4079-4084m
    4084-4089m
    Kjerne bilde med dybde: 4089-4094m
    Kjerne bilde med dybde: 4094-4099m
    Kjerne bilde med dybde: 4099-4102m
    Kjerne bilde med dybde: 4102-4107m
    Kjerne bilde med dybde: 4107-4112m
    4089-4094m
    4094-4099m
    4099-4102m
    4102-4107m
    4107-4112m
    Kjerne bilde med dybde: 4112-4117m
    Kjerne bilde med dybde: 4117-4122m
    Kjerne bilde med dybde: 4122-4124m
    Kjerne bilde med dybde: 4125-4130m
    Kjerne bilde med dybde: 4130-4135m
    4112-4117m
    4117-4122m
    4122-4124m
    4125-4130m
    4130-4135m
    Kjerne bilde med dybde: 4135-4140m
    Kjerne bilde med dybde: 4140-4145m
    Kjerne bilde med dybde: 4145-4150m
    Kjerne bilde med dybde: 4150-4152m
    Kjerne bilde med dybde:  
    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

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

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33
    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]
    pdf
    1.46
    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]
    pdf
    1.76
    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]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    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]
    PDF
    0.21