25/11-14 SR

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	25/11-14 SR
  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.	RE-CLASS TO TEST
  Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
  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.	BALDER
  Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	25/11-1 Balder
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	25/11-14
  Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	3885-320 SP.541
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	001
  Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Esso Exploration and Production Norway A/S
  Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	648-L3
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	DYVI STENA
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	74
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	19.10.1990
  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.	31.12.1990
  Plugget og forlatt dato Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.	02.12.1991
  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.	31.12.1992
  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.	17.06.2011
  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.	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).	YES
  Årsak til gjenåpning Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.	DRILLING/TESTING/PLUGGING
  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.	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.	127.0
  Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2081.0
  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).	1801.3
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	58
  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° 11' 17.31'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 22' 11.64'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6561323.70
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	463995.53
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	1907

• Brønnhistorie

  General

  Well 25/11-14 SR re-entry was drilled centrally on the Balder Field on the Utsira High in the North Sea. This field was discovered in 1967 by the 25/11-1 well, and was the first well on the Norwegian shelf that proved oil. Primary well 25/11-14 S was planned to be completed for a long term test by the FPV Petrojarl 1. The well was planned deviated with kick-off at 1060 m in order to avoid possible shallow gas at 235 m, 254 m, and 515 m. The main objective of this well was to test two Paleocene Heimdal Formation sands; the IB4 sand at 1863 m and the IB3 sand at 1897 m. The Heimdal Formation had previously proved oil-bearing in the three neighbouring wells 25/11-6, -7, and -8. Eocene sands constituted a secondary objective for testing. Based on data from surrounding wells, no abnormal pressure was expected. The surface location and well trajectory for this well, was designed so that a later plug-back and sidetrack to a horizontal completion could be accomplished.

  The 25/11-14 SR re-entry was made to fulfil the primary objective of well 25/11-14 S, which was terminated too shallow and without logging and testing due to stuck pipe.

  Operations and results

  Appraisal well 25/11-14 SR kicked off at 1571 m in 25/11-14 S on 19 October 1990. It was drilled with the semi-submersible installation Byford Dolphin to final TD at 2081 m in sands of the Paleocene Heimdal Formation IB3 sand. After coring the IB3 sand the well was drilled a further 11 m but was TD'ed early as it encountered lost circulation problems between 2077 and 2081 m. It was decided at this point to run casing as quickly as possible to avoid further formation damage prior to the well's main objective of the extended production test. The well was drilled with seawater down to 452 m and with KCl/polymer/gel mud from 452 m to TD.

  The secondary target Eocene sands and the upper Heimdal sand IB4 were found missing in the re-entry as it was in the primary well bore. The IB3 sand came in at 1998 m (1753 m TVD RKB). The IB3 sand was oil bearing and the OWC came in as prognosed at 2055 m (1785.3 m TVD / 1760.3 m TVD MSL).

  Seven cores were cut in the IB3 sand in the interval 2010 to 2070 m in 25/11-14 SR. These cores proved massive, fine to very fine sandstone of excellent porosity and permeability. Wire line logs were run through casing only due to potential hole problems. No wire line fluid samples were taken in the well bores.

  The well was suspended on 31 December 1990 and completed for long term testing. This test was performed with FPV Petrojarl 1 over 146 days during 16 May to 8 October in 1991, classified as test well 25/11-T-14 S. After the test the well bore was again re-entered, this time with the semi-submersible installation Dyvi Stena, and permanently abandoned on 2 December 1991 as an oil appraisal.

  Testing

  One DST test was performed in the Heimdal Formation IB3 sand in the sidetrack bore hole in two steps, step one without a gravel packer and step two with a gravel packer. The perforated test interval was from 1999.2 m to 2015.2 m. Step one produced 508 Sm3/d through a 13.7 mm choke. Maximum production in step two was 985 Sm3 oil through a 25.4 mm choke. The GOR varied between 36 and 47 Sm3/Sm3, the oil gravity was 23 deg API, and the gas gravity 0.67 (air = 1). No CO2 or H2S was detected. The down-hole temperature recorded in the test, at gauge depth 1986 m (1721 m TVD MSL), was 75.6 deg C. Corrected, stabilized temperature was estimated to be 76.7 deg C.

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  152	NORDLAND GP
  600	UTSIRA FM
  729	NO FORMAL NAME
  748	HORDALAND GP
  748	SKADE FM
  918	NO FORMAL NAME
  1059	NO FORMAL NAME
  1112	NO FORMAL NAME
  1825	ROGALAND GP
  1825	BALDER FM
  1898	SELE FM
  1925	LISTA FM
  1998	HEIMDAL FM

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokument størrelse [KB]
  1907_25_11_14_SR_Completion_Log	pdf	0.99

• Borestrengtester (DST)

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
  1.0	1998	2015	13.7
  2.0	1999	2015	25.4

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
  1.0				75
  2.0				76

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
  1.0	508	2000	0.915	0.670	36
  2.0	985		0.915

• Logger

  Logger

  Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
  AS NGL CCL	1550	2062
  CBL VDL GR	700	2062
  CNL NGL CCL	1550	2064
  MWD	1571	2081
  TDT GR CCL	1750	2064
  VSP	1100	2060