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

1/9-7

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.
    1/9-7
    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
    Pressemelding
    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.
    1/9-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST92063D- Line 928 & Trace 936
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1048-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    134
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.03.2003
    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.
    02.08.2003
    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.
    02.08.2005
    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.
    10.10.2012
    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
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EKOFISK 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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    45.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    76.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4986.0
    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).
    4966.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    16.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    180
    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.
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 24' 31.23'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 52' 55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6251710.63
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492714.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4652

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/9-7 was drilled on the Tommeliten Alpha structure on the south-western side of the Feda Graben of the North Sea, ca 1.5 km from the UK border. The main objective of well 1/9-7 was to explore the hydrocarbon potential of the Tommeliten Alpha prospect in the Jurassic level. Secondary objective was to appraise the Tommeliten Alpha Chalk discovery made by well 1/9-1 in 1976.
    Operations and results
    Wildcat well 1/9-7 was spudded with the jack-up installation Mærsk Giant on 22 March 2003. The well was drilled to the TD of the 17 1/2" section at 3040 m by 21 April. Problems with losses at the 20" shoe at 1039 m were remediated by spotting cement at the shoe. The well was inadvertently sidetracked as 1/9-7 T2 while drilling out the cement on 27 April. Unable to re-enter the original borehole after drilling to 1215 m, the 1/9- 7 T2 sidetrack was cemented back to the 20" shoe. The well was then deliberately and successfully sidetracked from 1039 m as 1/9-7 T3 on 4 May 2003. The 17 1/2" hole was re-drilled to a TD of 3058 m and 14" casing set. From there the well was drilled without further significant problems to TD at 4986 m (4965 m TVD) in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with seawater/bentonite/CMC down to 1047 m, with Versavert OBM in from 1047 to 3058 m (Versavert was used also in the primary well track and the failed sidetrack), and with Versatherm HTHP mud, a mineral oil based mud, from 3058 m to TD.
    Chalk of the Ekofisk Formation was encountered at 3093 m and top Tor Formation was encountered at 3159 m. Reservoir quality sands were not encountered at any level below the Base Cretaceous Unconformity, although an interval containing very fine sand and silt equivalent to the Oxfordian J50 Sand Unit in the UK well 30/19a-5, 8 km to the WNW, was encountered. The only significant hydrocarbons encountered were in the Ekofisk and Tor Formations in the upper portion of the Chalk Group where oil shows were observed. MDT sampling in Ekofisk proved a gas/condensate. Logs indicated hydrocarbon saturation down to ca 3195 m but no definite hydrocarbon contact was found.
    Petrophysical analyses indicated some hydrocarbon saturation in a thin Miocene Sand Unit at 1675 m (1/9-7 depth) and a thin Andrew Formation sand in the Paleocene from 2989 m to 2992.5 m (1/9-7 T3 depth). None of these had oil shows. Shales in the Mandal Formation at 4315 - 4350 m had definite shows (hydrocarbon odour). However, the oil-based drilling fluids made shows identification difficult below 1047 m.
    Two cores were cut with 100% recovery from 3104 to 3153 m in the Ekofisk Formation. During MDT operations across the Chalk Group, 5 down hole samples were retrieved from 3112 m in the Ekofisk Formation with an MDT dual-packer tool. Upon examination at surface, it was concluded that the samples contained what appeared to be single-phase retrograde gas condensate. From PVT studies it was concluded that the samples are 12-16 wt% contaminated with base-oil drilling mud, geochemical analyses by GC show that apart from the contamination in the range C12 - C20 the 1/9-7 MDT oil is very similar to the oil sampled from 1/9-1 side of the Tommeliten Alpha discovery.
    The well was permanently abandoned on 2 August 2003. The well is classified as dry in the main Jurassic exploration target and is also a positive appraisal of the 1/9-1 Tommeliten Alpha Ekofisk/Tor Formation 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]
    320.00
    3020.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3104.4
    3107.0
    [m ]
    2
    3107.0
    3135.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    31.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.56
    pdf
    1.78

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .PDF
    103.62
    .PDF
    5.71
    .PDF
    1.16
    .PDF
    0.92

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI IPLT HNGS
    1039
    3040
    AIT DSI IPLT HNGS
    3049
    3566
    AIT DSI IPLT HNGS
    4613
    4963
    AIT GPIT DSI IPLT HNGS
    3845
    4609
    CMR
    3090
    3400
    DSI GR
    300
    1039
    DSI IPLT HNGS
    2900
    3049
    DSI IPLT HNGS
    2909
    3845
    DSI IPLT HNGS
    4312
    4613
    GR
    120
    3049
    LWD MWD - DIR
    307
    310
    MDT
    3098
    3300
    MDT CMR GR
    0
    0
    MWD LWD - DGR EWR P4 PWD
    310
    1210
    MWD LWD - DGR EWR P4 PWD
    1042
    3040
    MWD LWD - DGR EWR P4 PWD
    1045
    1210
    MWD LWD - DGR EWR P4 PWD
    1045
    4605
    MWD LWD - DIR
    1210
    1042
    MWD LWD - SS PWD EWR P4 GR
    4986
    4992
    UBI OBMI
    3080
    3350
    VSP CSAT GR
    2100
    4610

  • 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
    308.0
    36
    310.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1039.0
    26
    1047.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    14
    3050.0
    17 1/2
    3058.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    3838.0
    12 1/4
    3845.0
    2.16
    LOT
    LINER
    7 5/8
    4604.0
    8 1/2
    4605.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    251
    1.26
    9.0
    BENTONITE
    310
    1.20
    BENTONITE
    495
    1.70
    28.0
    VERSATHERM OBM+
    695
    1.70
    27.0
    VERSATHERM OBM+
    695
    1.15
    11.0
    BENTONITE
    1047
    1.15
    10.0
    BENTONITE
    1210
    1.56
    8.0
    BENTONITE
    1215
    1.74
    45.0
    VERSAVERT OBM
    2495
    1.79
    44.0
    VERSAVERT OBM
    2858
    1.70
    37.0
    VERSATHERM OBM+
    3040
    1.81
    46.0
    VERSAVERT OBM
    3040
    1.81
    45.0
    VERSAVERT OBM
    3058
    1.73
    41.0
    VERSAVERT OBM
    3105
    1.67
    32.0
    VERSATHERM OBM
    3561
    1.66
    37.0
    VERSATHERM OBM
    3845
    1.67
    33.0
    VERSATHERM OBM
    4250
    2.00
    54.0
    VERSATHERM OBM+
    4509
    1.96
    58.0
    VERSATHERM OBM+
    4727
    2.04
    74.0
    VERSATHERM OBM+
    4960
    2.04
    91.0
    VERSATHERM OBM+
    4986
    2.04
    85.0
    VERSATHERM OBM+

  • 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