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

24/12-2

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.
    24/12-2
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    24/12-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 403 - 148 SP: 38.
    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.
    294-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    213
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.06.1981
    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.
    21.01.1982
    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.
    21.01.1984
    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.
    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).
    32.0
    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").
    5100.0
    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).
    5091.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    142
    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 JURASSIC
    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.
    HEATHER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 12' 0.75'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 52' 53.34'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6563033.08
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436110.82
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    348

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 24/12-2 is located in the Vana Sub-basin in the Southern Viking Graben, about 11 km east of the border to British sector. The well was drilled on structure (Alpha) in the northeastern part of the block. Target was Late Jurassic sandstones.
    The well is Reference well for the Sola and Grid Formations
    Operations and results
    Well 24/12-2 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 23 June 1981 and drilled to TD at 5100 m in the Late Jurassic Heather Formation. Operations on both 36" and 26" sections went smooth. During drilling of the 17 1/2" section the drill pipe broke off at 2044 m. This was recovered and drilling continued to 2445 m. One stand was left in the hole at this depth and fishing was unsuccessful. Both fish and open hole were cemented up to 2160 and the well was sidetracked from 2220 m. After setting the 13 3/8" at 2886 m casing the Kelly bushing elevation was changed from 32 m to 30 m. The 8 1/2" hole was drilled to 4306 m when a 21-day strike occurred. The well was drilled with seawater and gel down to 1005 m, with gypsum / lime / polymer from 1005 m to 2866 m, and with a Spersene / XP-20 / Resinex mud from 2886 m to TD.
    Tertiary sandstones were encountered in the Grid Formation (1282 m to 1397 m), the Heimdal Formation (2202 m to 2407 m), and the Ty Formation (2567 m to 2617 m). The main target Late Jurassic sandstones were found (Intra Heather Sandstone Formation) in the intervals 4739 m to 4749 m and 4955 m to 4978 m. These sands had poor reservoir properties. Oil shows were recorded in the Heimdal Formation. Ca 380 m of Draupne Formation was penetrated by this well. The dark shales in this formation had TOC typically in the range 4 % to 7 %, but with relatively low Hydrogen Index (50 to 110 mg/g HC). The Kerogen in the shales appeared to be mostly type III with some Type II towards the top. Measured vitrinite reflectance varies somewhat between different laboratories, but maturity is advanced with %Ro in the range 0.9 (Geolab Nor 1990) to 1.0 - 1.3 (IKU 1982). Similar TOC levels as in Draupne were found all through the Heather shales down to TD, but the hydrogen index in Heather is even lower and the maturity higher. One core was taken in Intra Heather Formation Sandstone from 4960 m to 4978 m. An attempt was made to take two RFT samples, but this was not successful due to tight formation.
    The well was permanently abandoned on 23 June 1981 as a well with shows.
    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]
    210.00
    5100.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4960.0
    4977.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    17.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4960-4965m
    Kjerne bilde med dybde: 4965-4970m
    Kjerne bilde med dybde: 4970-4975m
    Kjerne bilde med dybde: 4975-4977m
    Kjerne bilde med dybde:  
    4960-4965m
    4965-4970m
    4970-4975m
    4975-4977m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2210.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2230.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2250.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2270.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2290.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2310.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2330.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2350.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2370.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2390.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2410.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2490.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2510.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2530.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2550.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2570.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2590.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2600.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    2615.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4250.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4257.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4260.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4262.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4262.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4264.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4265.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4274.7
    [m]
    SWC
    IKU
    4275.7
    [m]
    SWC
    IKU
    4280.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4280.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4282.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4295.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4310.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4325.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4340.0
    [m]
    DC
    4350.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4355.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4370.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4385.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4400.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4400.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4415.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4430.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4445.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4460.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4475.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4476.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4490.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4500.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4505.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4524.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4535.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4550.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4565.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4580.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4595.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4597.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4610.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4625.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4627.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4640.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4649.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4655.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4670.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4673.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4685.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4700.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4715.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4715.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4730.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4744.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4745.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4757.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4760.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4775.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4790.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4799.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4805.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4820.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4835.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4850.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4850.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4865.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4880.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4895.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4898.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4910.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4925.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4930.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4940.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4955.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4958.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4960.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4962.8
    [m]
    C
    IKU
    4964.5
    [m]
    C
    4965.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4968.1
    [m]
    C
    IKU
    4970.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4970.0
    [m]
    C
    STRATLAB
    4974.5
    [m]
    C
    4975.0
    [m]
    DC
    STRATLAB
    4977.5
    [m]
    C
    4977.6
    [m]
    C
    IKU
    4985.0
    [m]
    DC
    4990.0
    [m]
    SWC
    IKU
    5000.0
    [m]
    DC
    5015.0
    [m]
    DC
    5030.0
    [m]
    DC
    5044.0
    [m]
    SWC
    IKU
    5045.0
    [m]
    DC
    5060.0
    [m]
    DC
    5075.0
    [m]
    DC
    5090.0
    [m]
    DC
    5100.0
    [m]
    DC
    5100.0
    [m]
    SWC
    IKU

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.80

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.70
    pdf
    3.02

  • 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
    0.17
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.22

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    992
    2869
    CBL
    2869
    3966
    CONT.DIP
    3963
    5103
    CST 3RUN
    0
    0
    CYBERDIP
    3962
    5103
    DLL MSFL
    4900
    5025
    FDC CNL GR
    200
    5090
    ISF SONIC SP GR
    200
    5090
    RFT
    4956
    4971
    TEMP
    2200
    4780
    VELOCITY
    530
    5090

  • 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
    199.5
    36
    202.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    992.0
    26
    1005.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2873.0
    17 1/2
    2886.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3966.0
    12 1/4
    3980.0
    2.13
    LOT
    OPEN HOLE
    5100.0
    8 1/2
    5100.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    200
    1.02
    50.0
    water based
    450
    1.04
    48.0
    water based
    1020
    1.06
    40.0
    water based
    1870
    1.22
    45.0
    water based
    2365
    1.22
    41.0
    water based
    3000
    1.70
    46.0
    water based
    4145
    1.84
    64.0
    water based
    4255
    1.96
    66.0
    water based
    4400
    2.03
    74.0
    water based

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4960.76
    [m ]
    4962.50
    [m ]
    4967.04
    [m ]
    4967.60
    [m ]
    4972.09
    [m ]

  • 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
    0.23