Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

24/12-3 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.
    24/12-3 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
    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.
    24/12-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    WEST 2412SC-INLINE 2781 & CROSSLINE 1594
    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.
    847-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.06.1996
    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.
    29.07.1996
    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.
    29.07.1998
    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.
    29.05.2002
    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
    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.
    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.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    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").
    3058.0
    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).
    2726.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    36.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    90
    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.
    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.
    VÅLE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 5' 57.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 47' 23.33'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6551890.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    430671.31
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2823

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective for the well was to test the hydrocarbon potential in the Paleocene Heimdal Formation on the A-Heimdal Prospect.
    Operations and results
    Well 24/12-3S was spudded on 27 June 1996 with the semi submersible drilling rig "Deepsea Trym" and reached TD at 3058 m (2751 m TVD RKB) in the Paleocene Våle Formation on 23 July 1996. The well was drilled water based with bentonite spud mud down to 1130 m and with ANCO 2000 mud from 1130 to TD. Geochemical analyses indicated that the water based mud contained traces of oil, which did not originate from the reservoired oil in the well.

    The well proved 2.8m TVD of hydrocarbons in the top of the Heimdal Formation. This has been deducted from FMT sampling and petrophysical evaluation of wire line logs. The well was not tested due to the limited oil column present at the well location. One core was cut in the interval 2396 - 2408 m in the Heimdal Formation. An FMT segregated sample containing gas, oil, and mud filtrate was taken at 2398.4 m.

    The well was permanently plugged and abandoned 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]
    1140.00
    3057.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2396.0
    2406.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    10.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2396-2401m
    Kjerne bilde med dybde: 2401-2406m
    Kjerne bilde med dybde: 2406-2407m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2396-2401m
    2401-2406m
    2406-2407m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1340.0
    [m]
    DC
    UOS
    1360.0
    [m]
    DC
    UOS
    1380.0
    [m]
    DC
    UOS
    1410.0
    [m]
    DC
    UOS
    1420.0
    [m]
    DC
    UOS
    1430.0
    [m]
    DC
    UOS
    1450.0
    [m]
    DC
    UOS
    1470.0
    [m]
    DC
    UOS
    1480.0
    [m]
    DC
    UOS
    1500.0
    [m]
    DC
    UOS
    1510.0
    [m]
    DC
    UOS
    1530.0
    [m]
    DC
    UOS
    1540.0
    [m]
    DC
    UOS
    1560.0
    [m]
    DC
    UOS
    1570.0
    [m]
    DC
    UOS
    1590.0
    [m]
    DC
    UOS
    1600.0
    [m]
    DC
    UOS
    1620.0
    [m]
    DC
    UOS
    1630.0
    [m]
    DC
    UOS
    1640.0
    [m]
    DC
    UOS
    1650.0
    [m]
    DC
    UOS
    1670.0
    [m]
    DC
    UOS
    1680.0
    [m]
    DC
    UOS
    1700.0
    [m]
    DC
    UOS
    1710.0
    [m]
    DC
    UOS
    1730.0
    [m]
    DC
    UOS
    1740.0
    [m]
    DC
    UOS
    1760.0
    [m]
    DC
    UOS
    1770.0
    [m]
    DC
    UOS
    1790.0
    [m]
    DC
    UOS
    1800.0
    [m]
    DC
    UOS
    1820.0
    [m]
    DC
    UOS
    1830.0
    [m]
    DC
    UOS
    1850.0
    [m]
    DC
    UOS
    1860.0
    [m]
    DC
    UOS
    1880.0
    [m]
    DC
    UOS
    1890.0
    [m]
    DC
    UOS
    1900.0
    [m]
    DC
    UOS
    1920.0
    [m]
    DC
    UOS
    1940.0
    [m]
    DC
    UOS
    1950.0
    [m]
    DC
    UOS
    1970.0
    [m]
    DC
    UOS
    1980.0
    [m]
    DC
    UOS
    2000.0
    [m]
    DC
    UOS
    2015.0
    [m]
    DC
    UOS
    2030.0
    [m]
    DC
    UOS
    2039.0
    [m]
    DC
    UOS
    2051.0
    [m]
    DC
    UOS
    2060.0
    [m]
    DC
    UOS
    2069.0
    [m]
    DC
    UOS
    2081.0
    [m]
    DC
    UOS
    2090.0
    [m]
    DC
    UOS
    2099.0
    [m]
    DC
    UOS
    2111.0
    [m]
    DC
    UOS
    2120.0
    [m]
    DC
    UOS
    2129.0
    [m]
    DC
    UOS
    2141.0
    [m]
    DC
    UOS
    2150.0
    [m]
    DC
    UOS
    2159.0
    [m]
    DC
    UOS
    2171.0
    [m]
    DC
    UOS
    2180.0
    [m]
    DC
    UOS
    2189.0
    [m]
    DC
    UOS
    2210.0
    [m]
    DC
    UOS
    2219.0
    [m]
    DC
    UOS
    2231.0
    [m]
    DC
    UOS
    2240.0
    [m]
    DC
    UOS
    2249.0
    [m]
    DC
    UOS
    2261.0
    [m]
    DC
    UOS
    2270.0
    [m]
    DC
    UOS
    2279.0
    [m]
    DC
    UOS
    2291.0
    [m]
    DC
    UOS
    2300.0
    [m]
    DC
    UOS
    2309.0
    [m]
    DC
    UOS
    2321.0
    [m]
    DC
    UOS
    2330.0
    [m]
    DC
    UOS
    2339.0
    [m]
    DC
    UOS
    2351.0
    [m]
    DC
    UOS
    2360.0
    [m]
    DC
    UOS
    2420.0
    [m]
    DC
    UOS
    2429.0
    [m]
    DC
    UOS
    2444.0
    [m]
    DC
    UOS
    2450.0
    [m]
    DC
    UOS
    2456.0
    [m]
    DC
    UOS
    2465.0
    [m]
    DC
    UOS
    2480.0
    [m]
    DC
    UOS
    2492.0
    [m]
    DC
    UOS
    2510.0
    [m]
    DC
    UOS
    2519.0
    [m]
    DC
    UOS
    2531.0
    [m]
    DC
    UOS
    2540.0
    [m]
    DC
    UOS
    2550.0
    [m]
    DC
    UOS
    2562.0
    [m]
    DC
    UOS
    2586.0
    [m]
    DC
    UOS
    2616.0
    [m]
    DC
    UOS
    2625.0
    [m]
    DC
    UOS
    2640.0
    [m]
    DC
    UOS
    2661.0
    [m]
    DC
    UOS
    2673.0
    [m]
    DC
    UOS
    2685.0
    [m]
    DC
    UOS
    2727.0
    [m]
    DC
    UOS
    2739.0
    [m]
    DC
    UOS
    2748.0
    [m]
    DC
    UOS
    2769.0
    [m]
    DC
    UOS
    2778.0
    [m]
    DC
    UOS
    2787.0
    [m]
    DC
    UOS
    2802.0
    [m]
    DC
    UOS
    2811.0
    [m]
    DC
    UOS
    2820.0
    [m]
    DC
    UOS
    2841.0
    [m]
    DC
    UOS
    2862.0
    [m]
    DC
    UOS
    2871.0
    [m]
    DC
    UOS
    2880.0
    [m]
    DC
    UOS
    2889.0
    [m]
    DC
    UOS
    2901.0
    [m]
    DC
    UOS
    2910.0
    [m]
    DC
    UOS
    2928.0
    [m]
    DC
    UOS
    2937.0
    [m]
    DC
    UOS
    2949.0
    [m]
    DC
    UOS
    2961.0
    [m]
    DC
    UOS
    2970.0
    [m]
    DC
    UOS
    2979.0
    [m]
    DC
    UOS
    2981.0
    [m]
    DC
    UOS
    3000.0
    [m]
    DC
    UOS
    3018.0
    [m]
    DC
    UOS
    3027.0
    [m]
    DC
    UOS
    3042.0
    [m]
    DC
    UOS
    3051.0
    [m]
    DC
    UOS
    3057.0
    [m]
    DC
    UOS

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    143
    435
    994
    1373
    1648
    2260
    2260
    2325
    2379
    2398
    2831
    2915

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.63
    pdf
    0.86

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    16.77

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIP GR
    2342
    3000
    DLL MAC ZDL GR
    1124
    2275
    DLL MLL MAC DSL
    2362
    3059
    FMT QDYNE GR
    2381
    2749
    MAC GR
    2225
    2447
    MWD
    203
    2976
    SWC GR
    2369
    3034
    VSP GR
    2225
    2447
    ZDL CN GR
    2362
    3048

  • 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
    203.0
    36
    204.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1125.0
    17 1/2
    1126.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2362.0
    12 1/4
    2367.0
    1.75
    LOT
    OPEN HOLE
    3058.0
    8 1/2
    3058.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1470
    1.39
    18.0
    ANCO 2000
    1946
    1.39
    18.0
    ANCO 2000
    2230
    1.39
    18.0
    ANCO 2000
    2367
    1.39
    21.0
    ANCO 2000
    2396
    1.20
    15.0
    ANCO 2000
    2408
    1.20
    DUMMY
    2457
    1.20
    DUMMY
    2692
    1.20
    14.0
    ANCO 2000
    2929
    1.20
    15.0
    ANCO 2000
    2955
    1.20
    14.0
    ANCO 2000
    3058
    1.20
    15.0
    ANCO 2000

  • 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