Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

24/12-6 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.
    24/12-6 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.
    P&A
    Pressemelding
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    24/12-6
    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.
    Det norske oljeselskap ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1297-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    127
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.08.2010
    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.
    20.12.2010
    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.
    01.04.2012
    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.
    01.04.2012
    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
    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).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    116.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5207.0
    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).
    5076.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    21.7
    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.
    MIDDLE 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.
    SLEIPNER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 3' 54.14'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 45' 15.24'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6548111.45
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    428561.94
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6328

  • Brønnhistorie
    General
    Well 24/12-6 S was drilled on the Stirby prospect in the Vana Sub-basin of the Viking Graben in the North Sea. Stirby was a potential multipay structure and the main target was the Late Jurassic Intra Draupne Formation Sandstones ("Stirby Upper"). The secondary target was the Middle Jurassic Hugin/Sleipner Formation sandstones ("Stirby Deep"). Additional targets was possible in the Heather Formation with potential for reservoir sands deposited from the east as encountered in the Gudrun Field south of the Stirby location.
    Operations and results
    Wildcat well 24/12-6 S was spudded with the semi-submersible installation Songa Delta on 16 August 2010 and drilled to TD at 5207 m (5076 m TVD)in the Middle Jurassic Sleipner Formation. Severe hole problems with excessive cavings and tight hole was experienced in the 17 1/2" section from 1279 m to 2771 m. The reason for this was believed to be too high concentrations of KCl, drying out the claystone. Due to these problems the well was plugged back and sidetracked from 1300 m. The well was drilled with Spud mud down to 1279 m, and with KCl brine from 1279 m to 2771 m. After sidetracking the well was drilled with Carbotech oil based mud from 1300 m to 4330, and with Magmatech oil based mud from 4330 m to TD.
    The Draupne Formation was encountered at from 4417 m (4286 m TVD ), the Heather Formation at 4788 m (4657 m TVD), and top Vestland Group, Hugin Formation at 5029 m (4898 m TVD). Only rare traces of sand were seen at the expected primary target, the Late Jurassic Intra Draupne Sand (Stirby Upper). This part of the well contained organic rich shale with thin beds of limestone. These limestone beds correspond to the strong amplitudes which defined the main target as a basin floor fan in the prognosis. The secondary target, the Middle Jurassic Vestland Group (Stirby Deep), came in 7.8 m deeper than prognosed. An upper sandstone, probably belonging to the Hugin Formation, was described as silica cemented. Only one stable pressure point was collected here and thereby no gradient defining hydrocarbon or water was obtained. In the lower sandstone just above TD of the well another pressure point reading was obtained, 33 bar lower than the one in "Upper sandstone". Scanning evaluation with the RCI tool in the lower sandstone gave the conclusion that this sand was water filled. No oil shows were reported above BCU. Direct and cut fluorescence was observed on traces of sandstone grains/aggregates from top Hugin Formation and downwards. The fluorescence on the aggregates was however difficult to interpret due to possible interference from mineral fluorescence, oil base and rock flour.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 20 December 2010 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]
    1290.00
    2770.00

  • 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
    225.0
    36
    229.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1273.0
    26
    1279.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    1279.0
    9 7/8
    1279.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    2812.0
    17 1/2
    2828.0
    2.20
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4321.0
    12 1/4
    4330.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    5207.0
    8 1/2
    5207.0
    1.77
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CALI MRCH GR CCL MFC
    100
    4268
    CBL MRCH GR CCL SBT MFC
    3778
    4263
    DEN NEU MRCH JAR TTRM GR ZDL CN
    4317
    5204
    LWD - GR REMP AC
    196
    2770
    MWD - GR REMP AC
    196
    4326
    MWD - GR REMP DEN NEU AC
    4300
    4767
    MWD - GR REMP DEN NEU AC FMP
    4738
    5204
    PRES MRCH JAR TTRM GR RCI PVT
    5030
    5207
    RES MRCH JAR TTRM DSL HDIL MREX
    4300
    5187
    VSP GR GEOWAVE
    205
    4135

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    174
    1.05
    SPUD MUD
    226
    1.05
    SPUD MUD
    990
    1.05
    SPUD MUD
    1120
    1.05
    SPUD MUD
    1223
    1.36
    39.0
    CARBO TECH
    1279
    1.45
    SPUD MUD
    1445
    1.45
    13.0
    KCL BRINE
    1720
    1.25
    16.0
    KCL BRINE
    2500
    1.39
    42.0
    CARBO TECH
    2653
    1.32
    14.0
    KCL BRINE
    2711
    1.32
    18.0
    KCL BRINE
    2746
    1.39
    41.0
    CARBO TECH
    2828
    1.39
    39.0
    CARBO TECH
    3051
    1.60
    37.0
    CARBO TECH
    3800
    1.60
    37.0
    CARBO TECH
    4150
    1.60
    45.0
    CARBO TECH
    4276
    1.65
    53.0
    CARBO TECH
    4276
    1.65
    42.0
    CARBO TECH
    4330
    1.65
    41.0
    CARBO TECH
    4772
    2.00
    47.0
    MAGMA TECH
    5101
    2.00
    50.0
    MAGMA TECH
    5207
    2.02
    51.0
    MAGMA TECH