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

24/9-7

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.
    24/9-7
    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
    Pressemelding
    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.
    24/9-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 958 5590 NH 960
    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.
    1073-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    24
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.03.2004
    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.
    25.03.2004
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    25.03.2004
    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.
    25.03.2006
    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.
    23.05.2006
    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/GAS
    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.
    NO FORMAL NAME
    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.
    124.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2280.0
    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).
    2279.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.84
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    79
    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° 28' 42.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 57' 44.49'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6593946.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    441212.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4910

  • Brønnhistorie
    General
    Well 24/9-7 was drilled on the Hamsun prospect located immediately to the west and south west of the Gekko structure in PL203 (Figure 1). The prospect was a "horse-shoe" shape around the Grieg structure, drilled by wells 24/9-5 and 24/9-6 in 1993 and 1994. The Hamsun prospect was defined by the recognition and interpretation of a series of distinct seismic anomalies and mapped as a sandstone injection complex, sourced from early Eocene Hermod Formation sands. These anomalies were interpreted to represent oil-filled, highly porous sandstone dykes and sills. Several well bores were proposed to test the prospect. The prime vertical well was planned to intersect the thickest part of the injection complex to test bright amplitude, low acoustic impedance seismic reflectors interpreted to represent major sandstone dyke complexes. A sidetrack well bore was planned depending on the results of the first well.
    Operations and results
    A total of four wells were drilled from the surface location for 24/9-7 (the planned vertical well, an unplanned down-dip sidetrack 24/9-7 A, the planned up-dip sidetrack 24/9-7 B and a further unplanned lateral sidetrack 24/9-7 C). Taken as a whole, the four well bores took a total of 43.11 days to drill. All were drilled from the semi-submersible installation Deepsea Delta. No significant problems were encountered in the operations. Well 24/9-7 was drilled with seawater down to 953 m. From this depth to TD 24/9-7 and all sidetracks were drilled with Versavert oil based mud.
    The prime vertical well bore 24/9-7 was spudded on 2 March 2004 and drilled to TD at 2280 m in the Late Paleocene Heimdal Formation. The well was plugged back for sidetracking on 24 March 2004. Well 24/9-7 A was kicked off at 1500 m and drilled to TD at 2277 m (2216.9 m TVD) in Heimdal Formation sandstone. The well was plugged back for a second sidetrack on 28 March 2004. Well bore 24/9-7-B was sidetracked from 1060 m and drilled to TD at 2230 m (2120.1 m TVD) in Lista Formation claystone. This well bore was plugged back for the final sidetrack on 2 April 2004. Sidetrack 24/9-7 C was kicked off at 1000 m and drilled to TD at 2363 m (2078.5 m TVD) in Sele Formation claystone.
    Well 24/9-7 encountered hydrocarbons in two injected sandstone dyke complexes ("upper" and "lower"), together with numerous thin injectites distributed throughout the formations in proximity to the main dyke features. Thin injectite sands were first noted at 1822.6 m TVD, ca 54 m TVD shallower than the main injection feature. The upper, gas-bearing complex was penetrated at 1876.9 m TVD and the lower oil-bearing complex was penetrated at 1961.8 m TVD. Average porosities in the pay zones were estimated to 31.7% in the upper complex and 31.3% in the lower complex. The gas-oil and oil-water contacts were not seen directly on logs or core, but were interpreted at 1920 m TVD and 2024.8 m TVD respectively, based on formation pressure gradients.
    Based on these results, sidetrack 24/9-7 A was permitted to evaluate the upper dyke complex down-dip in the oil leg with the intention of encountering an OWC in the lower complex. This sidetrack encountered the upper and lower complexes, approximately 126 m to the north of the original well, at 1927.6 m TVD and 2032.4 m TVD respectively. Gas-bearing pay was encountered distributed in thin breccia injectite intervals above the upper complex, which was oil-bearing throughout with ca 31.6 m vertical oil pay with average porosity of 32.2%. The lower complex was entirely water bearing as it was penetrated below the previously noted OWC. Wire line log interpretation and formation pressure analysis confirmed the oil column data and results recorded in 24/9-7 and the well was plugged back for the programmed up-dip sidetrack.
    Well 24/9-7B was drilled to the planned target location up-dip of the main dyke feature but at 1794 m TVD encountered only thin, sporadic, gas-bearing injectites in the fringe complex.
    Well 24/9-7C was drilled with LWD tools to a tight target 728 m northeast of the initial vertical well. The well encountered oil-bearing injected sandstone with a clearly defined OWC at 2024.3 m TVD. Confirmation of the OWC was obtained through formation pressure analysis and a total of 29 m vertical oil pay was recognized with an average porosity of 33.5%.
    Four conventional cores were cut from 1830 m to 1916 m in 24/9-7 and one core from 1922.5 m to 1978 m in 24/9-7 B. Four suites of logs were run in 24/9-7 with RCI fluid sampling at different depths within the reservoir. Single Phase samples were taken as follows: oil from 1965 m and 1966.5 m in the lower dyke; 2 gas from 1887 m and 1893.5 min the upper dyke. PVT samples were taken as follows: oil samples were taken at 1965 m and 1966.5 m; gas was sampled at 1906.5 m, 1887 m, and 1893.5 m. The samples analysed showed a gas gravity of 0.679 sg while the oil samples analysed showed a density of 858.3kg/m3, viscosity of 0.75cp and a gas/oil ratio (GOR) 104.5 m3/m3. Three suites of logs were acquired in 24/9-7A, again with fluid sampling in the reservoir section. Here, PVT samples were taken as follows: oil from 1996 m and water from 2095 m. A single suite of logs was acquired in each of 24/9-7 B and 24/9-7 C.
    Rig operations were completed and the wells temporarily suspended on 11 April 2004. The well bores were classified as gas oil appraisal wells.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well bores.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    960.00
    2280.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1830.0
    1856.8
    [m ]
    2
    1857.0
    1876.5
    [m ]
    3
    1876.5
    1906.8
    [m ]
    4
    1906.9
    1915.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    85.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    YES

  • Litostratigrafi

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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL EART GR
    1799
    2113
    GR HDIL ZDL CNL XMAC
    125
    2280
    LWD - ARC GR
    212
    953
    LWD - RAB6 ARC6 GR
    940
    1829
    LWD - RAB6 ARC6 GR
    1810
    2275
    RCI GR
    1843
    1966
    RCI GR
    1883
    2195
    RCI GR
    1883
    2195
    VSP GR
    600
    2265

  • 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
    212.0
    36
    212.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    947.0
    17 1/2
    953.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    987.0
    12 1/4
    990.0
    1.42
    LOT
    OPEN HOLE
    2280.0
    8 1/2
    2280.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    212
    1.30
    HIVIS GEL MUD
    565
    1.30
    HIVIS GEL MUD
    953
    1.20
    26.0
    GLYDRILL MUD
    1060
    1.27
    30.0
    VERSAVERT OBM
    1915
    1.30
    29.0
    VERSAVERT OBM
    2280
    1.30
    26.0
    VERSAVERT OBM

  • 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