Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

9/2-8 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.
    9/2-8 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).
    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.
    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.
    9/2-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST9413- INLINE 866 & CROSSLINE 1296
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    895-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    203
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.06.1997
    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.
    02.02.1998
    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.
    02.02.2000
    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.
    24.09.2002
    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
    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.
    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).
    42.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    93.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    7584.0
    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).
    3345.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    99
    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.
    57° 49' 7.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 31' 11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6409692.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    590282.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3126

  • Brønnhistorie
    General
    Well 9/2-8 S was drilled from slot 3 of the Yme template. The well was planned as an exploration well, to identify the hydrocarbon potential of the Yme Epsilon East and West structures. The well design was based on flexibility to enable later completion as a production well if commercial reserves of oil were encountered. The Epsilon East and West structures are developed on the east and west sides of a salt diapir. The well was planned to drill down through the sequence on the east flank with the Sandnes Formation being the primary target. As a secondary target the well was planned to extend a further 1600 m into Epsilon West structure. This involved drilling through the base of the salt diapir and then up through the sequence within the western flank. The Epsilon East structure was recognized as a fairly well defined prospect, comprising of an eastward dipping tilted fault block. Complicated tectonism affecting the Epsilon West structure however, meant this could only have the status of a lead. The main uncertainties with respect to probability of discovery were considered as leakage/trap and source/migration.
    Operations and results
    Wildcat well 9/2-8 S was spudded from the seabed with the jack-up installation "Mærsk Giant" on 24 June 1997. At 5936 m the BHA became stuck while drilling the Sandnes Formation. The well was subsequently sidetracked to 9/2-8S T2 from 5680 m on the 4 October 1997. The T2 sidetrack was only drilled to 6011 m due to the BHA becoming stuck at 6002 m while pulling out of hole. A further sidetrack, 9/2-8S T3, was drilled from 5628.5 m, on 19 October 1997 and reached a TD of 7203 m on 16 December 1997. This sidetrack failed to penetrate the Vestland Group, passing from Zechstein salts of the faulted zone straight into the shales of the Tau Formation. As a result a final sidetrack, 9/2-8S T4, was started from 6144 m on 21 December 1997. This wellbore reached final TD at 7584 m in the Late Jurassic Egersund formation on 18 January 1998 after penetrating the uppermost Sandnes Formation. The Sandnes Formation proved to be dry and tight. Cores were taken in the original 9/2-8S well from 5842 m to 5926 m within the Sandnes reservoir on the Epsilon East structure. Oil shows were noted, but MWD logging indicated that the formation was water wet. A FMT fluid sample was taken in 9/2-8S T4 at 7397 m (Epsilon West structure). The plan was to complete the well with a 5" liner through the reservoir section, but as both structures were water wet, cement-plugs were set in the Epsilon West. The well was completed in the Epsilon East structure on 2 February 1998 as a dry well. It was subsequently re-classified to development well 9/2-A-3 and used as an injection well for gas produced from the Yme field.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5842.0
    5869.3
    [m ]
    2
    5870.0
    5876.5
    [m ]
    3
    5876.5
    5898.6
    [m ]
    4
    5898.6
    5927.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    84.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5842-5847m
    Kjerne bilde med dybde: 5847-5852m
    Kjerne bilde med dybde: 5852-5857m
    Kjerne bilde med dybde: 5857-5862m
    Kjerne bilde med dybde: 5862-5867m
    5842-5847m
    5847-5852m
    5852-5857m
    5857-5862m
    5862-5867m
    Kjerne bilde med dybde: 5867-5869m
    Kjerne bilde med dybde: 5870-5875m
    Kjerne bilde med dybde: 5875-5876m
    Kjerne bilde med dybde: 5876-5881m
    Kjerne bilde med dybde: 5881-5886m
    5867-5869m
    5870-5875m
    5875-5876m
    5876-5881m
    5881-5886m
    Kjerne bilde med dybde: 5886-5891m
    Kjerne bilde med dybde: 5891-5896m
    Kjerne bilde med dybde: 5896-5899m
    Kjerne bilde med dybde: 5899-5903m
    Kjerne bilde med dybde: 5903-5908m
    5886-5891m
    5891-5896m
    5896-5899m
    5899-5903m
    5903-5908m
    Kjerne bilde med dybde: 5908-5913m
    Kjerne bilde med dybde: 5913-5918m
    Kjerne bilde med dybde: 5918-5923m
    Kjerne bilde med dybde: 5923-5927m
    Kjerne bilde med dybde:  
    5908-5913m
    5913-5918m
    5918-5923m
    5923-5927m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    5690.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5710.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5729.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5752.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5769.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5790.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5808.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5829.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5841.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5842.6
    [m]
    C
    WESTL
    5846.6
    [m]
    C
    WESTL
    5850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5851.5
    [m]
    C
    WESTL
    5859.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5859.4
    [m]
    C
    WESTL
    5863.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5866.8
    [m]
    C
    WESTL
    5868.9
    [m]
    C
    WESTL
    5877.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5899.5
    [m]
    C
    WESTL
    5900.8
    [m]
    C
    WESTL
    5904.5
    [m]
    C
    WESTL
    5911.8
    [m]
    C
    WESTL
    5919.0
    [m]
    C
    WESTL
    5923.6
    [m]
    C
    WESTL
    5926.8
    [m]
    C
    WESTL
    5931.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5995.6
    [m]
    C
    WESTL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.52

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    22.64

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CNL ZDL HDIL MAC CHT GR
    7378
    7584
    DGR EWR DIR
    244
    2286
    DGR EWR PWD DIR
    2286
    6011
    DGR EWR PWD DIR
    6003
    7378
    DGR EWR SLD CN DIR
    5700
    6003
    DPIL 6-CALI MAC CHT GR
    2212
    5636
    FMT CHT GR
    5836
    5896
    FMT CHT GR
    7400
    7394
    SF-4 DIR
    7279
    7584

  • 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
    SURF.COND.
    30
    244.0
    36
    245.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    20
    847.0
    26
    850.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2281.4
    17 1/2
    2283.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    5941.0
    12 1/4
    6011.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    59
    1.64
    41.0
    PETROFREE
    189
    1.03
    SEAWATER/BENT.
    247
    1.39
    SEAWATER/BENT.
    300
    1.03
    SEAWATER/PAC
    400
    1.03
    SEAWATER/PAC
    820
    1.03
    SEAWATER/PAC
    853
    1.03
    DUMMY
    1330
    1.30
    30.0
    SEAWATER/PAC
    1571
    1.30
    28.0
    SEAWATER/PAC
    1740
    1.30
    31.0
    SEAWATER/PAC
    1775
    1.30
    32.0
    SEAWATER/PAC
    1856
    1.30
    35.0
    SEAWATER/PAC
    2031
    1.30
    33.0
    KCL/PAC/PHPA
    2190
    1.03
    DUMMY
    2249
    1.30
    32.0
    KCL/PAC/PHPA
    2286
    1.39
    40.0
    KCL/PAC/PHPA
    2286
    1.39
    40.0
    KCL/PAC/PHPA
    2840
    1.54
    46.0
    PETROFREE
    3292
    1.54
    49.0
    PETROFREE
    3760
    1.54
    42.0
    PETROFREE
    3962
    1.54
    DUMMY
    4021
    1.54
    48.0
    PETROFREE
    4316
    1.54
    44.0
    PETROFREE
    4671
    1.54
    41.0
    PETROFREE
    4957
    1.60
    44.0
    PETROFREE
    5274
    1.60
    44.0
    PETROFREE
    5300
    1.60
    45.0
    PETROFREE
    5332
    1.60
    41.0
    PETROFREE
    5560
    1.60
    33.0
    PETROFREE
    5667
    1.64
    42.0
    PETROFREE
    5680
    1.64
    42.0
    PETROFREE
    5714
    1.67
    42.0
    PETROFREE
    5717
    1.64
    39.0
    PETROFREE
    5730
    1.64
    45.0
    PETROFREE
    5741
    1.64
    36.0
    PETROFREE
    5788
    1.64
    39.0
    PETROFREE
    5842
    1.67
    42.0
    PETROFREE
    5854
    1.64
    40.0
    PETROFREE
    5866
    1.64
    DUMMY
    5870
    1.64
    40.0
    PETROFREE
    5877
    1.64
    40.0
    PETROFREE
    5936
    1.64
    41.0
    PETROFREE
    5942
    1.60
    35.0
    PETROFREE
    5942
    1.64
    41.0
    PETROFREE
    6002
    1.64
    41.0
    PETROFREE
    6178
    1.60
    39.0
    PETROFREE
    6210
    1.60
    36.0
    PETROFREE
    6213
    1.60
    34.0
    PETROFREE
    6264
    1.60
    36.0
    PETROFREE
    6300
    1.60
    33.0
    PETROFREE
    6314
    1.60
    33.0
    PETROFREE
    6405
    1.60
    33.0
    PETROFREE
    6681
    1.60
    32.0
    PETROFREE
    6770
    1.60
    32.0
    PETROFREE
    6850
    1.60
    33.0
    PETROFREE
    6876
    1.60
    32.0
    PETROFREE
    6991
    1.60
    33.0
    PETROFREE
    7082
    1.60
    32.0
    PETROFREE
    7154
    1.60
    35.0
    PETROFREE
    7157
    1.60
    32.0
    PETROFREE
    7203
    1.60
    32.0
    PETROFREE
    7203
    1.60
    32.0
    PETROFREE
    7285
    1.60
    33.0
    PETROFREE
    7378
    1.60
    31.0
    PETROFREE
    7394
    1.32
    30.0
    PETROFREE
    7584
    1.32
    24.0
    PETROFREE
    7584
    1.32
    30.0
    PETROFREE

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    PDF
    0.21