Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

9/4-5

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.
    9/4-5
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    9/4-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NSR04-42232 2D Surveu- shot point 2900
    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.
    ExxonMobil Exploration and Production Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1097-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    206
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.01.2006
    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.
    01.08.2006
    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.
    01.08.2008
    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.
    15.08.2008
    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.
    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).
    44.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    77.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5881.0
    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).
    5874.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    150
    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.
    CARBONIFEROUS
    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.
    NO FORMAL NAME
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 40' 38.91'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 16' 8.37'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6393656.30
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    575683.43
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5134

  • Brønnhistorie
    Well is located in the Egersund Basin south-west of the Yme field in the North Sea. The main target for the well was a faulted four way anticlinal structure (rotated fault block) with Late Permian Rotliegendes sandstones at a prognosed depth of 5134 m. About 400 m of Rotliegendes sandstone was expected. The objective was to test the hydrocarbon potential in this structure. Dry gas was expected. The key risks were the Palaeozoic source, reservoir adequacy, and top seal. The well should TD just below the base Rotliegendes (Saalian Unconformity) to obtain full stratigraphic and lithological control for the Rotliegendes.
    Operations and results
    Well 9/4-5 was spudded with the jack-up installation Mærsk Gallant on 6 January 2006 and drilled to TD at 5881 m (5874 m TVD RKB), 44 m into volcanic tuffs below the base of the Permian Rotliegendes Group. Rotliegendes drilling was very slow, about 1-2 m/hour. The well encountered a five meters thick halite bed at 5224 m, the base of the Zechstein in the 9 7/8" hole. On several bit trips in and out of the hole, the halite was seen slowly moving into the well, giving some problems coming into the well and pulling out of hole, most of the times this interval needed to be reamed. When drilling at 5503 m with 13 ppg mud weight, a salt water kick occurred. ECD at this time was 13.7 ppg. The mud weight was gradually increased to 15.5 ppg to stop the salt water influx into the well. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 605 m, with Glydril mud containing 3% glycol from 605 m to 2534 m, and with Paratherm oil based mud containing alkanes mainly in the range C12-C18 from 2534 m to TD.
    The well encountered Top Rotliegendes at 5278.5 m (5272 m TVD RKB), 138 m deep to prognosis. The total Rotliegendes was 559 m thick, consisting of about 500 m of tight sandstones and conglomerates. A few meters of the sandstone beds had porosity up to about 8%. These porous beds were water wet. The lowest part of the Rotliegendes consists of 60 m with brown to red clay stones, with a sharp log contact to varicoloured tuffs. The well was dry. Apart from some elevated gas in the Tau formation only background gas was encountered and frequent fluorescence observed in deeper parts of the well, in the reservoir section, was due to the base oil in the mud. Post-well organic geochemical analyses confirmed this picture. Vitrinite reflection analyses (%Ro) proved an immature well down to ca 2600 m where %Ro exceeded 0.5.
    Two cores were cut in different reservoir facies in the Rotliegendes section, the first core showing grey tight sandstones and the second core, deeper down in the reservoir, showing red tight conglomerates and red sandstones with 8% porosity. Extensive wire line logging was done at TD, including Earth Imager, MREX (Magnetic Resonance), XMAC (Sonic), HDIL (Resistivity) and Check shots. Formation pressures and samples were attempted with the RCI Probe and RCI Straddle Packer tools. The fluid sampling failed. A number of long-time BHT's measured on wire line tools repeatedly gave maximum temperatures in the range 145 - 148 deg C. Horner correction gave a static temperature at final TD in the range149 - 152 deg C.
    The well was permanently abandoned on 1 August 2006 as a dry well.
    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]
    607.00
    5881.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5294.7
    5296.9
    [m ]
    2
    5535.2
    5551.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    625.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    661.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    690.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    771.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    789.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    807.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    826.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    853.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    881.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1045.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1128.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1183.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1247.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1265.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1311.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1366.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1402.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1841.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1987.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2024.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2115.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2252.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2353.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2399.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2463.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2534.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2618.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2636.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2657.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2691.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2706.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2795.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2804.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2831.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2859.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3179.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3334.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3453.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3545.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3718.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3837.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4121.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4349.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4633.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4752.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4862.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4944.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5008.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5099.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5135.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5222.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5227.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5234.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5261.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5276.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5295.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5296.4
    [m]
    C
    FUGRO
    5296.7
    [m]
    C
    FUGRO
    5312.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5318.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5334.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5346.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5455.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5502.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5523.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5776.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5779.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5782.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5785.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5788.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5791.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5794.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5797.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5803.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5806.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5809.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5813.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5816.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5831.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5846.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5867.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    5881.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    txt
    0.00
    txt
    0.16
    pdf
    3.66

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    LWD - GR MPR
    608
    2534
    LWD - GR MPR APX CLSS
    5112
    5235
    LWD - GR MPR CCN ORD APX
    2534
    4043
    LWD - GR MPR CCN ORD APX CLSS
    4043
    5112
    LWD - GR OTK
    5445
    5655
    LWD - GR OTK CCN ORD
    5297
    5445
    LWD - GR OTK CCN ORD CLSS
    5655
    5881
    LWD - GR OTK CLSS
    5235
    5295
    MREX HDIL GR
    5275
    5687
    MREX HDIL GR
    5600
    5775
    RCI GR
    5292
    5554
    RCI GR
    5292
    5616
    RCI GR
    5331
    5332
    RCI GR
    5568
    5569
    VSP GR
    2547
    5882
    XMAC EI GR
    5160
    5882

  • 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
    36
    207.0
    42
    213.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    599.0
    26
    605.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    2526.0
    17
    2534.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    5209.0
    12 1/4
    5234.0
    2.20
    LOT
    OPEN HOLE
    5295.0
    9 7/8
    5295.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    5881.0
    8 1/2
    5881.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    213
    1.04
    DUMMY
    605
    1.08
    DUMMY
    1402
    1.21
    80.0
    DUMMY
    1980
    1.23
    31.0
    DUMMY
    2534
    0.00
    DUMMY
    3168
    1.37
    38.0
    DUMMY
    4002
    1.37
    35.0
    DUMMY
    4354
    1.37
    34.0
    DUMMY
    4686
    0.00
    DUMMY
    4945
    1.37
    34.0
    DUMMY
    5746
    1.86
    47.0
    DUMMY
    5881
    1.86
    48.0
    DUMMY
    5881
    0.00
    DUMMY