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

24/9-1

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.
    24/9-1
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    24/9-1
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    152-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    126
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.02.1976
    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.
    03.07.1976
    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.
    03.07.1978
    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.
    01.12.2004
    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.
    DRY
    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
    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").
    4907.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    127
    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 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.
    HEATHER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 16' 9.48'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 47' 31.18'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6570815.42
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    431138.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    344

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 24/9-1 is located in the Vana Sub-basin in the Southern Viking Graben, about 11 km east of the border to British sector. The well was drilled to test a large, dip-closed structure located in the centre of the Viking Graben. The target was Late Jurassic sandstones. Two sandstone intervals were expected in the well, with a possible gross thickness of about 250-300 m. The prognosis was based on a correlation with the UK wells 16/7-1, 16/8-1 and the Norwegian well 15/3-1 which are situated in a similar position as 24/9-1 relative to the eastern boundary fault of the Viking Graben.
    The well is Reference Well for the Svarte, Tryggvason, Kyrre, and Jorsalfare Formations.
    Operations and results
    Well 24/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 29 February 1976 and drilled to TD at 4907 m in the Late Jurassic Heather Formation. Below the 20" casing at 758.3 m the Formations drilled contained abundant sand and was drilled extremely fast. This created problems as the solids removal system on the rig was incapable of removing the sand as fast as it was drilled. In addition the polymer mud system chosen did not provide sufficient fluid loss control in the porous formation and large amounts of fluids were lost to the formation. From ca 2440 m to TD at 2752 m in the 17 1/2" hole low penetration rates was a problem. Of 126 rig days 20 % was counted as lost time, but the total time spent on the well was still less than the originally estimated 139 days. Problems related to tight/sloughing hole and down hole tool failure accounted for roughly half of the lost time. The well was drilled with seawater down to 256 m, with lime / lignosulphonate from 256 m to 3983 m, with Dextrid / Lignosulphonate from 3983 m to 4613 m, and with lime / lignosulphonate from 4613 m to TD.
    Tertiary sandstones were encountered in the Grid Formation (1131 m to 1420 m), The Heimdal Formation (2202 m to 2497 m), and the Ty Formation (2545 m to 2659 m). The well encountered Jurassic shales at 4330 m with a high increase in background gas and additional ethane to pentane gases. The Draupne Formation proved to be 470 m thick, while The Heather Formation was encountered at 4800 m and continued down to TD. Only thin Jurassic sandstones (Intra Heather Formation Sandstones) were penetrated.
    Both cuttings and sidewall cores revealed that Late Jurassic sandstones had low visible porosities. Evaluation of petrophysical logs substantiate this observation. The net thickness sandstone was approximately 18.5 m, none of the individual beds were, however, thicker than 4 m, scattered throughout a gross of about 490 m. Average porosity was 13 % and average Sw is 40%.
    No oil shows were found while drilling and only two of the sidewall cores at 2582 and 4832 m showed trace of cut fluorescence. Gas shows and log analysis suggested that the Jurassic sands are gas bearing. Down to a depth of about 4325 m only minor amounts of methane background gas were encountered. Below this depth down to TD, variable but largely high amounts of gas lighter than hexane were recorded. Shows of gas were continuous and the highest amounts are associated with some of the thin sand-stringers. Shale gas was also present. The Draupne Formation represent a significant source rock with TOC typically in the range 4 % to 6 % and Hydrogen Index typically in the range 130 to 160 mg HC/g rock. Maturity is advanced with Vitrinite reflectance %Ro from 0.9 to 1.3, which imply that most of the hydrocarbon potential already has been realised and expelled. The Heather Formation shales are also source rocks, but slightly leaner (TOC = 3% to 5%). One core was cut in the interval 4441.9 m to 4460.2 m in the Draupne Formation. Fluid sampling was attempted on wire line at 4815 m and at 4816.5 m, but failed due to tight Formation.
    The well was considered a valid test of the Late Jurassic sands, which were demonstrated to be thin with no commercial hydrocarbons. The well was plugged and abandoned on 3 July 1976 with gas shows in Late Jurassic sandstones.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    256.00
    4907.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4441.9
    4460.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.2
    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
    256.0
    36
    257.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    758.0
    26
    760.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2736.0
    17 1/2
    2739.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3986.0
    12 1/4
    3986.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4907.0
    8 1/2
    4907.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    256
    763
    BHC GR
    3650
    3999
    BHC GR CAL
    3981
    4170
    BHC GR CAL
    3981
    4453
    BHC GR CAL
    3981
    4612
    CBL
    1240
    3983
    CNL FDC GR CAL
    760
    2749
    DLL SP
    4300
    4901
    FDC CNL GR CAL
    4300
    4905
    FDC GR CAL
    3680
    3999
    HDT
    4300
    4900
    ISF BHC GR SP
    760
    2750
    ISF BHC GR SP
    2670
    3715
    ISF BHC GR SP
    4430
    4904
    ISF GR CAL
    3650
    4000
    ISF GR SP
    3981
    4614
    ML MLL
    4300
    4905
    VBL
    3750
    3980

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.76

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.37
    pdf
    2.03
    pdf
    3.64

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    24.84
    pdf
    3.64

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.25

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    256
    1.01
    water mud
    765
    1.10
    65.0
    water based
    1770
    1.25
    65.0
    water based
    2193
    1.25
    59.0
    water based
    2322
    1.31
    54.0
    water based
    2665
    1.31
    52.0
    water based
    2872
    1.26
    50.0
    water based
    3998
    1.66
    45.0
    water based
    4039
    1.79
    55.0
    water based