Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

24/9-6

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.
    24/9-6
    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).
    APPRAISAL
    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
    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.
    24/9-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    FI 89-3D-INLINE 1098 & CROSSLINE 2830
    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.
    Fina Production Licenses AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    782-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.02.1994
    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.
    07.03.1994
    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.
    07.03.1996
    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.
    15.02.2006
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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.
    EOCENE
    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.
    INTRA BALDER FM SS
    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.
    123.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2255.0
    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).
    2255.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    60
    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.
    HEIMDAL FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 29' 1.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 57' 27.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6594535.74
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    440949.06
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2288

  • Brønnhistorie
    General
    Well 24/9-6 was drilled to appraise the 24/9-5 discovery and is located 2.2 km to the east of the 24/9-5 well location. Well 24/9-5 encountered a thin, 5.9 m net Balder Sandstone reservoir. It was considered not to be optimally placed for the Balder Formation objective and no production tests were made. Instead well 24/9-6 was drilled as an immediate appraisal in an optimum location. Mapping indicated that sandstone presence within the Balder Formation could be identified by gross Balder Formation thickening and by an associated seismic amplitude anomaly, believed to be a direct hydrocarbon indicator. Well 24/9-6 was located close to the centre of the Balder Formation interval thickening in a position where the seismic amplitude anomaly was best developed
    Operations and results
    Appraisal well 24/9-6 was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 1 February 1994 and drilled to TD at 2255 m in the Paleocene Heimdal Formation. No significant technical problems were reported from the operations. The well was drilled with seawater down to 1279 m, with KCl/polymer/glycol from 1279 m to 1957 m, and with KCl/polymer mud from 1957 m to TD.
    The Balder Formation was encountered at 1917 m with two massive Intra Balder Formation sandstone sequences with a total net thickness of 49.5 m (prognosis 25 m). The first Intra Balder Formation sandstone was encountered at 2010.5 m, the second at 2034 m. A thin (0.5 m) oil-bearing sandstone was encountered at 2004.0 m just above the upper massive sandstone. The upper massive sandstone was hydrocarbon bearing all through down to the base at 2022 m, without any OWC seen. The lower massive sandstone proved to be water bearing. Thin sandstones in the interval 2029.0-2033.0 m had good shows on core. The highest known water was observed at 2034.0 m.
    Analysis of a PVT sample from 2012.0 m showed the oil gravity to be 32 deg API with a gas/oil ratio (GOR) of 105 Sm3/Sm3. PVT pressure data indicated the fluid system to be saturated or near saturation at reservoir conditions. However no indications of the presence of a gas cap were seen. Three conventional cores were cut from 2015 m to 2046 m in the Balder Formation. Core recovered in core no. 1 (2015 m to 2024 m) is believed to be from the bottom of the cored interval. The inner liner of core no. 3 sheared and it is believed that up to 0.9 m may have been lost at 2035.5 m. One FMT fluid sample was taken at 2012 m. It contained 32 deg API oil.
    The accumulation was concluded to be of sub-commercial size and the well was plugged and abandoned without production testing. The well was permanently abandoned on 7 March 1994 as an oil appraisal.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1287.00
    2283.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2022.1
    2024.0
    [m ]
    2
    2024.0
    2032.2
    [m ]
    3
    2032.5
    2045.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    22.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2022-2024m
    Kjerne bilde med dybde: 2024-2029m
    Kjerne bilde med dybde: 2029-2032m
    Kjerne bilde med dybde: 2032-2037m
    Kjerne bilde med dybde: 2037-2042m
    2022-2024m
    2024-2029m
    2029-2032m
    2032-2037m
    2037-2042m
    Kjerne bilde med dybde: 2042-2045m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2042-2045m

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.20

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.78

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.58

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BP BST CCL
    1878
    1878
    CBIL CGR TTRM
    1955
    2253
    DAC DGR TTRM
    130
    1278
    DAC DGR TTRM
    1278
    4000
    DLL MLL GR CHT
    1955
    2253
    DPIL SP DAC DGR XDL CAL TTRM
    1278
    1946
    DPIL SP MAC DGR TTRM
    2955
    2253
    HEXDIP GR CHT
    1955
    2253
    MAC DGR TTRM
    0
    0
    MWD - GR DPR
    158
    2254
    SWC
    2004
    2241
    VPC FMT GR
    2004
    2119
    VSP
    0
    0
    ZDL CN DSL TTRM
    1955
    2253

  • 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
    249.0
    36
    254.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1279.0
    17 1/2
    1286.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1957.0
    12 1/4
    1963.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2255.0
    8 1/2
    2255.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    190
    1.06
    WATER BASED
    04.02.1994
    254
    1.06
    WATER BASED
    07.02.1994
    254
    1.06
    WATER BASED
    07.02.1994
    254
    1.06
    WATER BASED
    07.02.1994
    254
    1.06
    WATER BASED
    08.02.1994
    254
    1.06
    WATER BASED
    09.02.1994
    254
    1.01
    WATER BASED
    10.02.1994
    390
    1.06
    WATER BASED
    02.02.1994
    614
    1.06
    WATER BASED
    03.02.1994
    741
    1.01
    WATER BASED
    11.02.1994
    1206
    1.03
    24.0
    19.0
    WATER BASED
    14.02.1994
    1286
    1.13
    39.0
    18.0
    WATER BASED
    16.02.1994
    1286
    1.25
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    14.02.1994
    1286
    1.13
    39.0
    18.0
    WATER BASED
    15.02.1994
    1286
    1.40
    34.0
    11.0
    WATER BASED
    17.02.1994
    1286
    1.41
    34.0
    11.0
    WATER BASED
    18.02.1994
    1355
    1.40
    53.0
    12.0
    21.02.1994
    1711
    1.50
    57.0
    13.0
    DUMMY
    21.02.1994
    1948
    1.50
    34.0
    14.0
    DUMMY
    21.02.1994
    1963
    1.50
    45.0
    12.0
    DUMMY
    22.02.1994
    1963
    1.55
    39.0
    24.0
    DUMMY
    23.02.1994
    1963
    1.40
    27.0
    11.0
    DUMMY
    24.02.1994
    1963
    1.15
    17.0
    7.0
    DUMMY
    25.02.1994
    2015
    1.16
    19.0
    10.0
    28.02.1994
    2033
    1.16
    18.0
    12.0
    DUMMY
    28.02.1994
    2087
    1.16
    20.0
    13.0
    DUMMY
    01.03.1994
    2255
    1.17
    22.0
    15.0
    DUMMY
    01.03.1994
    2255
    1.17
    22.0
    13.0
    DUMMY
    02.03.1994
    2255
    1.18
    22.0
    15.0
    DUMMY
    03.03.1994
    2255
    1.18
    21.0
    15.0
    DUMMY
    04.03.1994

  • 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