Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

9/2-6 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.
    9/2-6 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.
    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.
    9/2-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9002-INLINE 1196 & CROSSLINE 325
    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.
    854-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    58
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.08.1996
    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.
    15.10.1996
    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.
    15.10.1998
    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.
    OIL
    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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    SANDNES FM
    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").
    5205.0
    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).
    3642.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    61.1
    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.
    BRYNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 49' 7.47'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 31' 10.95'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6409689.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    590282.12
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2867

  • Brønnhistorie
    General
    The deviated well 9/2-6 S is located on the Yme Gamma South East structure, and was drilled from slot 6 of the Yme template. The well was planned as an exploration well, being the first well drilled on the South East structure, but would be completed as an oil production well if commercial oil reserves were proven, or sidetracked to the Yme Gamma Vest structure if the oil column was less than 25 m. The well objective was also to evaluate whether the Bryne Formation in this well could be used as an Yme gas injection well.
    Operations and results
    Wildcat well 9/2-6 S was spudded with the jack-up installation Mærsk Giant on 19 August 1996 and drilled to a total depth of 5205.0 m (3600.8 m TVD SS) in the Middle Jurassic Bryne Formation. The 9/2-6 S well was planned with a "S" shaped profile, in order to drill vertically through the Sandnes Formation in the crestal area of the Gamma South East structure, to the east of the graben separating the South East segment from the Yme Gamma Vest Field. However, due to difficulties dropping angle, a deviation to the plan was made so that the angle would be dropped to 30 deg. The well was drilled with seawater and gelled bentonite pills through the 37 &" hole and with seawater and PAC pills through the 26" hole down to 842 m. KCl/Aquadrill (with glycols) mud was used from 842 m to 2481 m, and with ester-based Petrofree mud from 2481 to TD. From 4845 m and to TD the well was drilled with Neyfor Turbine and diamond bit. The top of the Sandnes Formation reservoir was encountered al 4783 m (3228.7 m TVD SS), and the oil/water-contact was found at 3277.0 m TVD SS, giving an oil column of 48 m. The Sandnes S12 target was penetrated approximately 3085.5 m South East of the platform, at an inclination of 20.4 deg. 12 February 1997. Two cores were cut in the interval 4793 - 4845 m across the OWC in the Sandnes Formation. Core 2 (4808 - 4845 m) retrieved 40.8 m. The extra 3.8 m retrieved in this core is believed to be the lower part of core 1 which had only 70% recovery. One FMT fluid sample was taken at 4809 m in the oil zone in the Sandnes Formation. The plan was to complete the well with a 7" liner through the reservoir section. The completion interval was 4798 - 4821m Sandnes Formation (S11) as planned. Exploration well 9/2-6 S was completed 15 October 1996 as an oil discovery and re-classified to development well 9/2-A-6 (oil producer).
    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
    4793.0
    4802.8
    [m ]
    2
    4804.2
    4844.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    49.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4793-4798m
    Kjerne bilde med dybde: 4798-4803m
    Kjerne bilde med dybde: 4804-4809m
    Kjerne bilde med dybde: 4809-4814m
    Kjerne bilde med dybde: 4814-4819m
    4793-4798m
    4798-4803m
    4804-4809m
    4809-4814m
    4814-4819m
    Kjerne bilde med dybde: 4819-4824m
    Kjerne bilde med dybde: 4824-4829m
    Kjerne bilde med dybde: 4829-4834m
    Kjerne bilde med dybde: 4834-4839m
    Kjerne bilde med dybde: 4839-4844m
    4819-4824m
    4824-4829m
    4829-4834m
    4834-4839m
    4839-4844m
    Kjerne bilde med dybde: 4844-4845m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4844-4845m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4571.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4583.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4595.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4607.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4619.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4631.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4643.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4661.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4673.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4685.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4697.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4709.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4721.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4733.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4745.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4757.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4769.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4781.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4790.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4805.0
    [m]
    C
    WESTLB
    4819.6
    [m]
    C
    WESTLB
    4829.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4843.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4852.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4864.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4873.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4888.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4912.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4921.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4933.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4945.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4957.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4969.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4984.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4993.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5005.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5017.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5026.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5038.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5050.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5062.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5077.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5089.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5104.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5116.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5125.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5137.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5149.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5161.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5173.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5185.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5197.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    5205.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.13

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMT QUARTZDYNE CHT GR
    4803
    4841
    HEXDIP CHT GR
    824
    1726
    MLL DLL ZDL CN MAC CHT GR
    4785
    5102
    MWD DGR EWR DIR
    200
    5205
    ZDL CN MAC CHT GR
    4759
    4920

  • 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
    218.0
    36
    224.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    20
    824.0
    26
    829.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1720.0
    17 1/2
    1725.0
    2.05
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4785.0
    12 1/4
    4792.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    5205.0
    8 1/2
    5205.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    224
    1.03
    SEAWATER/BENT.
    380
    1.03
    SEAWATER/PAC
    797
    1.03
    SEAWATER/PAC
    829
    1.03
    SEAWATER/PAC
    832
    1.03
    DUMMY
    1182
    1.45
    32.0
    KCL/PAC/XANVIS
    1430
    1.45
    39.0
    KCL/PAC/XANVIS
    1478
    1.45
    46.0
    KCL/PAC/XANVIS
    1560
    1.45
    45.0
    KCL/PAC/XANVIS
    1725
    1.45
    44.0
    KCL/PAC/XANVIS
    1761
    1.64
    32.0
    KCL/PAC/XANVIS
    2052
    1.64
    36.0
    KCL/PAC/XANVIS
    2236
    1.64
    45.0
    KCL/PAC/XANVIS
    2290
    1.64
    40.0
    KCL/PAC/XANVIS
    2463
    1.60
    44.0
    KCL/PAC/XANVIS
    2604
    1.60
    56.0
    PETROFREE
    3121
    1.60
    55.0
    PETROFREE
    3670
    1.60
    52.0
    PETROFREE
    3842
    1.60
    52.0
    PETROFREE
    4150
    1.60
    53.0
    PETROFREE
    4204
    1.60
    51.0
    PETROFREE
    4252
    1.60
    51.0
    PETROFREE
    4274
    1.60
    51.0
    PETROFREE
    4606
    1.60
    53.0
    PETROFREE
    4792
    1.50
    40.0
    PETROFREE
    4793
    1.20
    18.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    4808
    1.20
    21.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    4824
    1.20
    21.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    4844
    1.35
    36.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    4845
    1.20
    21.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    4904
    1.20
    25.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    4995
    1.20
    26.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    5100
    1.20
    27.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    5184
    1.20
    27.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    5205
    1.20
    29.0
    KCL/GLYCOL/PHPA
    5205
    1.20
    29.0
    KCL/GLYCOL/PHPA

  • 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
    0.22