Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

24/9-4

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.
    24/9-4
    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).
    APPRAISAL
    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
    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.
    24/9-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    FI89 X-1017 / FI89 Y-1804
    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.
    Fina Production Licenses AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    675-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    62
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.04.1991
    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.
    17.06.1991
    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.
    17.06.1993
    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.
    01.12.2004
    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.
    OIL SHOWS
    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).
    24.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    119.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2208.0
    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).
    2206.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    44
    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.
    PALEOCENE
    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.
    LISTA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 23' 21.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 47' 20.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6584194.97
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    431209.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1714

  • Brønnhistorie
    General
    Well 24/9-4 is located 1 km East of the border to British sector, on the northern outskirts of the 24/9-3 Discovery. The main objective of the well was to test the Early Eocene Frigg Formation forming a stratigraphic play in the western part of the block, where the reservoir was interpreted to result from a submarine fan deposition. The primary risk of the prospect was the presence of the reservoir. The prognosed gross thickness of the reservoir sequence was 230 metres with a net/gross ratio of 0.50 at the well location. No secondary targets were identified.
    Operations and results
    Well 24/9-4 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 17 April 1991 and drilled to TD at 2208 m in the Late Paleocene Lista Formation. Here, a wiper trip was performed. When back reaming the string stuck at 1864 m. It was not possible to circulate since the hole had packed off. Several fishing attempts were made, but all were unsuccessful, leaving an MWD tool and a CDR tool in the hole. The hole was then cemented to 1733 m. The sidetrack vas kicked off from 1753 m to an angle of four degrees before pulling out at 1842 m. A conventional packed hole assembly vas then run to try to drill to section TD. Drilling continued to 2021m where a viper trip vas performed to ream tight hole sections. Drilling resumed without incident to 2164 m where bottoms up vas circulated before tripping out. The string became differentially stuck whilst pulling out of the hole. After spotting a pill and jarring for several hours a back-off charge vas run leaving a 30 m fish in the hole, which included an MWD tool. Several unsuccessful fishing runs were attempted before running a VSP and E-logs. The well vas then plugged and abandoned at 2164 m.
    Well 24/9-4 penetrated the top of the Frigg Formation sands at 1766 m, which was 51 metres deeper than prognosed. It consisted of very fine to fine grained well-sorted very argillaceous sandstone stringers commonly less than one metre thick. One major massive sand was seen from 1864.5 to 1906 m. The majority of the Frigg interval was grey claystone with occasional pyrite and glauconite grains. Thin limestone stringers were also seen.
    The first shows observed in the well occurred at 1759 m with traces of an orange direct fluorescence with a fast white cut fluorescence and a white residue fluorescence. Gas levels increased sharply at 1766 m to 0.36% C1, 0.017% C2 with traces of C3 and C4, with an average reading of 0.123 % C1, 0.025% C2 and traces of C3 and C4 down to 1815 m. Below this depth levels fell to 0.07-0.10% C1, with traces of C2 and C3. Shows were good in the sandstone stringers encountered from 1766 to 1815 m with oil staining, direct and cut fluorescence. Below 1815 m, the shows diminished until below 1840 m, where only traces of cut fluorescence could be detected. The main sand interval between 1864.5 and 1906.0 m was water bearing. Only traces of light brown and occasional black residual oil were encountered in this interval.
    Three cores were cut in the Lower Eocene section at the top of the Frigg Formation sands. A total of 22.0 metres were cored between 1773.0 and 1795.0 m, with a total recovery of 11.75 metres (53.4 %). The cores consist mainly of claystone and only three very thin sand stringers were present. Black oil was bleeding from these stringers. RFT points were taken throughout the four reservoir sections. The overall quality of the data is poor due to the type of reservoir (unconsolidated sandstone), the hole conditions (caliper log indicates values from 6.5 to 14 inches) and large drilling fluid invasion in the reservoir sections. Four attempts were made to collect representative reservoir fluid samples. On each run, a 2 3/4 and a one-gallon RFT chamber were used. The 23/4 chambers were full of mud/mud filtrate. Some oil shows were found but could not be used for laboratory analysis. Wire line logs in run no 4, the MWD/LWD logs in runs no 8 and 9, CST's, and RFT's were taken in the sidetrack. The conventional cores and all other logs were acquired in the first hole. Based on the analysis of the ditch cuttings, conventional cores and logs it was decided not to test the well. The well was plugged and abandoned as a dry well with oil shows on 18 June 1991.
    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]
    770.00
    2161.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1773.0
    1778.9
    [m ]
    2
    1782.0
    1787.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    11.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1773-1776m
    Kjerne bilde med dybde: 1776-1778m
    Kjerne bilde med dybde: 1782-1785m
    Kjerne bilde med dybde: 1785-1787m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1791m
    1773-1776m
    1776-1778m
    1782-1785m
    1785-1787m
    1787-1791m

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51

  • 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
    0.51
    pdf
    0.14

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    27.29

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    1300
    1518
    CST GR
    1760
    1850
    DIL BHC CAL GR
    1585
    1792
    DIL BHC CAL GR
    1585
    1857
    DIL BHC LDL GR
    1179
    1617
    DIL LSS GR AMS
    1179
    1443
    DIL LSS LDL GR
    750
    1168
    DIL SLS CAL GR
    1585
    1752
    DLL MSFL GR CAL
    1585
    1855
    LDL CNC GR CAL
    1585
    1857
    MWD LWD - CDR
    1650
    2208
    MWD LWD - GR RES
    143
    610
    MWD LWD - GR RES
    1753
    2161
    RFT HP GR
    1766
    1818
    RFT HP GR
    1766
    1818
    RFT HP GR
    1766
    1818
    VSP
    230
    1820

  • 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
    205.5
    36
    211.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    750.0
    26
    756.0
    1.21
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1179.0
    17 1/2
    1180.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1585.0
    12 1/4
    1654.0
    1.68
    LOT
    OPEN HOLE
    2208.0
    8 1/2
    2208.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    170
    1.03
    130.0
    WATER BASED
    210
    1.20
    31.0
    WATER BASED
    650
    1.20
    31.0
    WATER BASED
    756
    1.03
    140.0
    WATER BASED
    1585
    1.41
    70.0
    WATER BASED
    1654
    1.35
    75.0
    WATER BASED
    1688
    1.13
    55.0
    WATER BASED
    1903
    1.41
    63.0
    WATER BASED
    1979
    1.41
    56.0
    WATER BASED
    2208
    1.25
    53.0
    WATER 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
    0.20