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

24/9-9 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.
    24/9-9 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
    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.
    24/9-9
    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.
    1277-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    26
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.09.2009
    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.
    07.10.2009
    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.
    07.10.2011
    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.
    07.10.2011
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    120.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2402.0
    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).
    2226.7
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    37.6
    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° 19' 40.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 50' 17.27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6577295.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    433882.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6222

  • Brønnhistorie
    General
    Well 24/9-9 S is located in the Vana Sub-basin ca 6 km east of the UK border in the North Sea. The primary objective of the well was to establish the presence of hydrocarbons within the Hermod Formation of the Marihøne A prospect. Given success, an optional sidetrack (24/9-9 A) would be drilled to test the A2 segment of the same Hermod Formation. The surface location was placed so as to enable both segments to be tested from the same wellhead location. Further unplanned sidetracks would be contingent on results of the first wells.
    Operations and results
    Wildcat well 24/9-9 S was spudded with the semi-submersible installation Songa Dee on 12 September 2009 and drilled to TD at 2402 m in the Paleocoene Heimdal Formation. No significant technical problem occurred in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 144 m, with Glydril mud from 144 m to 1033m, and with Versatec oil based mud from 1033 m to TD.
    The target Hermod Formation was encountered at 2202 m (2041.8 m TVD MSL) and proved to be oil bearing. Logging showed a 29.1 m TVD oil leg with OWC at 2238.5m (2070.9m TVD MSL). Average porosity of the oil bearing zone was 27% with an average Sw of 25%. The gross thickness of the reservoir was 52.5 m TVD. The Heimdal Formation sands were water bearing. The only true oil shows recorded were on the cores taken in the reservoir. These extended through the oil-bearing zone and down to the end of the cored interval at 2261 m. The oil based mud used produced a background weak dull yellow direct fluorescence and faint cut fluorescence, which effectively masked any mineral oil show. Additionally the solvent properties of the mud, combined with the structure destroying effect of the PDC bits and the flushing effect due to the overbalanced mud weight may have removed virtually all trace of shows from disaggregated sand grains and minimised or removed shows from sandstone aggregates.
    Two cores were cut 2207 to 2261 m in the Hermod Formation. A wire line programme was run comprising 4 runs: 1A Quad combo, 1B MDT, 1C VSP and 1D MDT. The first MDT run proved Oil and Water gradients in addition to sampling the Oil zone at 2221 m. The second MDT run provided additional oil samples from the same oil horizon. Maximum temperature recorded in the first run was 103 deg C, corresponding to a rather high temperature gradient: 47.6 deg C/km with 4 deg C at sea floor. This was the only BHT reported from the well.
    The well was plugged back for sidetracking on 7 October 2009 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]
    1050.00
    2400.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2207.0
    2233.8
    [m ]
    2
    2234.0
    2260.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.7
    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
    192.0
    36
    194.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1022.0
    17 1/2
    1033.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2402.0
    12 1/4
    2402.0
    1.55
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT GPIT PPC DSI
    144
    2390
    MDT GR
    253
    2267
    MDT GR
    2221
    2221
    MWD - GR RES POE DEN PWD DI
    2204
    2390
    MWD - GR RES POR DEN PWD DI RES
    1033
    2204
    MWD - GR RES PWD DI
    185
    1020

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    920
    1.40
    38.0
    wvjobreportmudchk.com
    1335
    1.35
    35.0
    wvjobreportmudchk.com
    2385
    1.39
    31.0
    Added lime and paravis to active
    2402
    1.39
    32.0
    wvjobreportmudchk.com
    2402
    1.39
    33.0
    wvjobreportmudchk.com
    2402
    1.39
    33.0
    wvjobreportmudchk.com
    2402
    1.39
    31.0
    wvjobreportmudchk.com
    2402
    1.39
    33.0
    wvjobreportmudchk.com
    2402
    1.39
    33.0
    Backloaded 117m3 OBM, 78m3 WBM

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1050.0
    [m]
    DC
    CGG
    1110.0
    [m]
    DC
    CGG
    1140.0
    [m]
    DC
    CGG
    1170.0
    [m]
    DC
    CGG
    1200.0
    [m]
    DC
    CGG
    1290.0
    [m]
    DC
    CGG
    1320.0
    [m]
    DC
    CGG
    1350.0
    [m]
    DC
    CGG
    1410.0
    [m]
    DC
    CGG
    1440.0
    [m]
    DC
    CGG
    1500.0
    [m]
    DC
    CGG
    1530.0
    [m]
    DC
    CGG
    1590.0
    [m]
    DC
    CGG
    1620.0
    [m]
    DC
    CGG
    1650.0
    [m]
    DC
    CGG
    1680.0
    [m]
    DC
    CGG
    1710.0
    [m]
    DC
    CGG
    1740.0
    [m]
    DC
    CGG
    1770.0
    [m]
    DC
    CGG
    1830.0
    [m]
    DC
    CGG
    1880.0
    [m]
    DC
    CGG
    1920.0
    [m]
    DC
    CGG
    1950.0
    [m]
    DC
    CGG
    2000.0
    [m]
    DC
    CGG
    2040.0
    [m]
    DC
    CGG
    2070.0
    [m]
    DC
    CGG
    2100.0
    [m]
    DC
    CGG
    2110.0
    [m]
    DC
    CGG
    2120.0
    [m]
    DC
    CGG
    2130.0
    [m]
    DC
    CGG
    2140.0
    [m]
    DC
    CGG
    2150.0
    [m]
    DC
    CGG
    2170.0
    [m]
    DC
    CGG
    2180.0
    [m]
    DC
    CGG
    2190.0
    [m]
    DC
    CGG
    2200.0
    [m]
    DC
    CGG
    2207.2
    [m]
    C
    CGG
    2208.0
    [m]
    C
    CGG
    2211.2
    [m]
    C
    CGG
    2214.4
    [m]
    C
    CGG
    2216.7
    [m]
    C
    CGG
    2217.7
    [m]
    C
    CGG
    2224.1
    [m]
    C
    CGG
    2225.5
    [m]
    C
    CGG
    2228.9
    [m]
    C
    CGG
    2236.6
    [m]
    C
    CGG
    2239.2
    [m]
    C
    CGG
    2244.7
    [m]
    C
    CGG
    2245.8
    [m]
    C
    CGG
    2250.6
    [m]
    C
    CGG
    2251.7
    [m]
    C
    CGG
    2256.6
    [m]
    C
    CGG
    2259.8
    [m]
    C
    CGG
    2270.0
    [m]
    DC
    CGG
    2280.0
    [m]
    DC
    CGG
    2290.0
    [m]
    DC
    CGG
    2300.0
    [m]
    DC
    CGG
    2310.0
    [m]
    DC
    CGG
    2330.0
    [m]
    DC
    CGG
    2340.0
    [m]
    DC
    CGG
    2350.0
    [m]
    DC
    CGG
    2360.0
    [m]
    DC
    CGG
    2370.0
    [m]
    DC
    CGG
    2390.0
    [m]
    DC
    CGG