Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

24/9-10 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.
    24/9-10 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
    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.
    24/9-10
    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.
    Marathon Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1337-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    28
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.01.2011
    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.
    02.02.2011
    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.
    02.02.2013
    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.
    02.02.2013
    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.
    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.
    LATE PALEOCENE
    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.
    HERMOD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    118.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2339.0
    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).
    2187.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    42.2
    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 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° 16' 34.73'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 55' 36.13'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6571465.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    438830.01
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6531

  • Brønnhistorie
    General
    Well 24/9-10 S was drilled on the Caterpillar prospect ca 7.5 km south-southeast of the Bøyla field in the South Viking Graben. The primary objective was to establish the presence and phase of hydrocarbon resources in the Paleocene Hermod Formation reservoir. Contingent upon discovery, the optional sidetrack well (10 A) would be drilled to further evaluate hydrocarbon resources contained within the Caterpillar prospect.
    Operations and results
    Wildcat well 24/9-10 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 6 January 2011 and drilled to TD at 2339 m (2187 m TVD) in the Late Paleocene Lista Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater, hi-vis sweeps, and spud mud down to 507 m, with Glydril mud from 507 m to 975 m, and with Versatec oil based mud from 975 m to TD.
    The well penetrated top Hermod Formation at 2211 m (2088 m TVD) 10 m TVD shallower than prognosed. The Hermod Formation had 35 m of net reservoir quality sands, predominantly fine occasionally medium quartz aggregate with conglomeratic material, some calcite cemented stringers and non net shale beds. Average porosity in the reservoir of 24.6% was determined from the density log. An oil down to was interpreted at 2239 m (2110 m TVD) above which 17.3 m (13.0 m TVD) net of movable hydrocarbons were interpreted within the Hermod Formation with an average net water saturation of 46.2%. The oil leg was confirmed by the pressure gradient. Below the interpreted oil down to the sand development is much more inter-bedded and fine grained, and few pressure points could be taken here. A water sample was taken at 2253 m, but a residual oil column is interpreted throughout the Hermod Formation.
    Uniform light brown oil shows were described throughout the oil bearing reservoir both on the cuttings and the core. Continuous natural fluorescence, stain, and petroleum odour was seen further down on the cores to 2264 m, and also at the base of core 2 at 2278 m. Otherwise the oil based drilling mud produced a background weak dull yellow direct fluorescence and faint cut fluorescence. Combined with overbalanced drilling this masked virtually all natural fluorescence (shows) on cuttings from the well.
    Two cores were cut in the Hermod Formation from 2223 m to 2278 m. An MDT oil sample was taken at 2222.6 m.
    On 2 February 2011 the well was cemented back for an appraisal sidetrack. The well bore is classified as an oil discovery.
    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]
    980.00
    2339.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2223.0
    2248.8
    [m ]
    2
    2250.0
    2277.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    193.0
    36
    196.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    961.0
    17 1/2
    975.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2181.0
    12 1/4
    2187.0
    1.55
    LOT
    OPEN HOLE
    2339.0
    8 1/2
    2339.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT GR
    2339
    2339
    MWD - ARC PDX RAB
    196
    2339
    MWD - SLB PP DIR
    144
    196
    VSP GR
    2339
    2339

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    144
    445
    867
    1248
    2063
    2063
    2175
    2211
    2299

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.05
    pdf
    0.43

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1220.0
    [m]
    DC
    CGG
    1250.0
    [m]
    DC
    CGG
    1280.0
    [m]
    DC
    CGG
    1340.0
    [m]
    DC
    CGG
    1370.0
    [m]
    DC
    CGG
    1400.0
    [m]
    DC
    CGG
    1430.0
    [m]
    DC
    CGG
    1490.0
    [m]
    DC
    CGG
    1520.0
    [m]
    DC
    CGG
    1550.0
    [m]
    DC
    CGG
    1580.0
    [m]
    DC
    CGG
    1640.0
    [m]
    DC
    CGG
    1700.0
    [m]
    DC
    CGG
    1760.0
    [m]
    DC
    CGG
    1790.0
    [m]
    DC
    CGG
    1820.0
    [m]
    DC
    CGG
    1850.0
    [m]
    DC
    CGG
    1880.0
    [m]
    DC
    CGG
    1910.0
    [m]
    DC
    CGG
    1940.0
    [m]
    DC
    CGG
    1970.0
    [m]
    DC
    CGG
    2000.0
    [m]
    DC
    CGG
    2030.0
    [m]
    DC
    CGG
    2060.0
    [m]
    DC
    CGG
    2090.0
    [m]
    DC
    CGG
    2120.0
    [m]
    DC
    CGG
    2150.0
    [m]
    DC
    CGG
    2180.0
    [m]
    DC
    CGG
    2187.0
    [m]
    DC
    CGG
    2190.0
    [m]
    DC
    CGG
    2193.0
    [m]
    DC
    CGG
    2202.0
    [m]
    DC
    CGG
    2208.0
    [m]
    DC
    CGG
    2235.9
    [m]
    C
    CGG
    2237.8
    [m]
    C
    CGG
    2246.0
    [m]
    C
    CGG
    2252.6
    [m]
    C
    CGG
    2259.6
    [m]
    C
    CGG
    2261.4
    [m]
    C
    CGG
    2266.8
    [m]
    C
    CGG
    2268.8
    [m]
    C
    CGG
    2280.0
    [m]
    DC
    CGG
    2283.0
    [m]
    DC
    CGG
    2289.0
    [m]
    DC
    CGG
    2292.0
    [m]
    DC
    CGG
    2298.0
    [m]
    DC
    CGG
    2307.0
    [m]
    DC
    CGG
    2310.0
    [m]
    DC
    CGG
    2322.0
    [m]
    DC
    CGG
    2328.0
    [m]
    DC
    CGG
    2334.0
    [m]
    DC
    CGG