Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/2-16 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.
    25/2-16 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
    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.
    25/2-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    2D Linje e:nh 0075-108 & se nh 0075-106
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1010-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.08.2001
    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.
    13.09.2001
    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.
    13.09.2003
    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.
    24.09.2003
    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
    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.
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    115.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4013.0
    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).
    3792.4
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    29
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    121
    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.
    EARLY 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.
    DUNLIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 45' 7.67'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 24' 33.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6624109.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    466798.67
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4385

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 25/2-16 S is located ca 3 km southwest off the 25/2-5 Lille Frøy Discovery. It was aimed at a down faulted, rotated block with the reservoir being primarily in the Hugin Formation in the Middle Jurassic Vestland Group - the "Godzilla" prospect. The structure is situated on the hanging wall Southwest of the Rind Horst in blocks 25/2 and 25/5.The main objectives of the well were to prove an HC-water contact and sufficient HC volumes to be able to initiate a development.
    Operations and results
    The well 25/2-16 S was spudded with the semi-submersible installation "Transocean Arctic" on 3 August 2001. Because of hole problems at 3088 m the hole was cemented and plugged back to 1850 m and side tracked. The well was drilled with seawater and bentonite down to 1160 m and with "VERSAVERT" oil based mud from 1160 m to 3088 m. The technical sidetrack, 25/2-16 S T2, was kicked off on 23 August 2001 at 1915 m and was drilled to TD at 4013 m in the Dunlin Group. The sidetrack was drilled with "VERSAVERT" oil based mud from kick off to final TD. No mobile hydrocarbons were encountered in the Hugin or Sleipner Formations though log analysis indicated that residual quantities of hydrocarbons might be present. Pressure measurements in the Hugin and Sleipner Formations indicate that there exist pressure barriers internally in the reservoir section. No core was cut in this well and no fluid samples taken. The well was permanently abandoned as a dry well 13 September 2001.
    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]
    1117.00
    3070.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1605.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1635.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1665.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1695.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1725.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1755.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1785.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1815.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2350.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2370.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2390.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2410.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2430.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2450.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2470.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2490.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2510.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2530.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2570.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2590.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2610.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2630.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2650.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2670.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2690.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2710.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2730.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2750.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2770.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2790.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2810.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2830.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2840.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2860.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2870.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2890.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2910.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2920.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2950.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2980.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3010.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3040.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3070.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3105.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3135.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3150.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3165.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3195.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3225.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3255.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3285.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3315.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3345.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3375.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3405.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3435.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3465.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3495.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3525.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3555.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3585.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3615.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3645.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3675.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3690.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3705.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3735.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3750.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3765.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3795.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3801.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3807.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3810.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3816.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3819.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3825.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3831.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3837.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3843.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3849.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3855.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3861.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3867.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3870.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3876.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3882.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3885.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3891.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3897.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3906.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3912.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3915.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3921.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3927.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3930.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3936.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3942.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3945.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3951.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3957.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3960.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3966.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3972.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3975.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3981.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3987.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3990.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3996.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4002.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4005.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4011.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4013.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.37

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    .PDF
    4.19
    .PDF
    2.87

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR MDT
    2796
    3969
    GR VSP CSAT
    2365
    4000
    MWD
    139
    223
    MWD - VISION ADN ISONIC
    3185
    4013
    MWD CDR - APWD
    223
    3088
    MWD CDR - APWD
    1915
    2912
    MWD CDR - APWD
    2912
    3185

  • 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
    223.0
    36
    223.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1151.0
    17 1/2
    1155.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3179.0
    12 1/4
    3185.0
    1.84
    LOT
    OPEN HOLE
    4013.0
    8 1/2
    4013.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    160
    0.00
    OIL BASED
    223
    1.39
    8.0
    WATER BASED
    225
    1.39
    20.0
    WATER BASED
    634
    1.03
    WATER BASED
    1160
    1.03
    WATER BASED
    1790
    1.25
    37.0
    OIL BASED
    2101
    1.25
    32.0
    OIL BASED
    2635
    1.31
    53.0
    OIL BASED
    2730
    1.25
    33.0
    OIL BASED
    2837
    1.25
    34.0
    OIL BASED
    2860
    1.49
    53.0
    OIL BASED
    2924
    1.25
    38.0
    OIL BASED
    2983
    1.25
    37.0
    OIL BASED
    2995
    1.33
    46.0
    OIL BASED
    3056
    1.25
    36.0
    OIL BASED
    3068
    1.50
    66.0
    OIL BASED
    3089
    1.25
    39.0
    OIL BASED
    3089
    1.25
    37.0
    OIL BASED
    3185
    1.41
    52.0
    OIL BASED
    3269
    1.49
    48.0
    OIL BASED
    3841
    1.50
    46.0
    OIL BASED
    4013
    1.50
    56.0
    OIL BASED

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22