Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-16

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.
    25/11-16
    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
    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.
    25/11-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    VGD 89 - 212 & SP. 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.
    733-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.
    29.06.1992
    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.
    24.07.1992
    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.
    24.07.1994
    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.
    20.06.2011
    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.
    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.
    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.
    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.
    120.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1945.0
    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).
    1945.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    71
    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 CRETACEOUS
    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.
    HOD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 7' 6.55'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 23' 6.2'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6553559.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    464790.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1920

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-16 was drilled south of the Balder Field complex on the Utsira High in the North Sea. The main objective was to test the hydrocarbon potential of the Heimdal Formation within the "Hanna" mound. Possible younger sand developments in the Lista and Sele Formations were secondary targets.
    Operations and results
    Wildcat well 25/11-16 was spudded with the semi-submersible installation Vildcat Explorer on 29 June 1992 and drilled to TD at 1945 m in the Late Cretaceous Hod Formation. The well was drilled with spud mud down to 1339 m and with CaCO3/Nacl mud from 1339 m to TD.
    The primary target Heimdal Formation was encountered from 1767 m to 1872 m. Gross thickness is 105.75 m with 83.9 m net sand. The formation was oil bearing with 18.87 m net pay of heavy oil (0.85 g/cc at reservoir conditions) down to a series of claystone beds at 1786 m. The average porosity in the oil zone was 37.5% and the average Sw was 12.8%. The reservoir sand is very poorly consolidated, homogenous and has a net to gross ratio in the oil zone of 0.96. The average range of both horizontal and vertical permeabilities is 10 to 14 Darcies. A free water contact was established at 1793 m from MDT data. The oil/water contact appears to occur at the base of the sand unit at ca 1790 m (1765 m TVD MSL). In addition to oil shows in the Heimdal Formation oil zone oil two isolated shows were recorded in thin sand stringers at 1713 m in the Balder Formation and at 1735 m in the Sele Formation.
    A total of 200 m core was recovered from 14 cores taken in the interval 1699 m to 1914 m (93% recovery), starting 1 m below the top of the Balder Formation and ending 17 m into the Tor Formation. A total of 26 pressure points were recorded with the MDT tool. Fluid samples were taken at 1774 m, 1793.5 m, and 1838 m.
    The well was suspended without testing on 24 July 1992 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]
    1340.00
    1945.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1699.0
    1713.0
    [m ]
    2
    1713.0
    1725.7
    [m ]
    3
    1730.0
    1740.3
    [m ]
    4
    1747.5
    1748.0
    [m ]
    5
    1748.5
    1767.0
    [m ]
    6
    1767.5
    1784.0
    [m ]
    7
    1784.5
    1786.0
    [m ]
    8
    1786.0
    1803.0
    [m ]
    9
    1803.0
    1820.7
    [m ]
    10
    1821.0
    1838.4
    [m ]
    11
    1839.0
    1854.0
    [m ]
    12
    1855.0
    1881.3
    [m ]
    13
    1882.0
    1886.0
    [m ]
    14
    1887.0
    1914.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    198.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1699-1704m
    Kjerne bilde med dybde: 1704-1709m
    Kjerne bilde med dybde: 1709-1713m
    Kjerne bilde med dybde: 1713-1718m
    Kjerne bilde med dybde: 1718-1723m
    1699-1704m
    1704-1709m
    1709-1713m
    1713-1718m
    1718-1723m
    Kjerne bilde med dybde: 1723-1725m
    Kjerne bilde med dybde: 1730-1735m
    Kjerne bilde med dybde: 1735-1740m
    Kjerne bilde med dybde: 1740-1740m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1748m
    1723-1725m
    1730-1735m
    1735-1740m
    1740-1740m
    1747-1748m
    Kjerne bilde med dybde: 1748-1753m
    Kjerne bilde med dybde: 1753-1758m
    Kjerne bilde med dybde: 1758-1763m
    Kjerne bilde med dybde: 1763-1767m
    Kjerne bilde med dybde: 1767-1772m
    1748-1753m
    1753-1758m
    1758-1763m
    1763-1767m
    1767-1772m
    Kjerne bilde med dybde: 1772-1777m
    Kjerne bilde med dybde: 1777-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1782-1784m
    Kjerne bilde med dybde: 1784-1786m
    Kjerne bilde med dybde: 1786-1791m
    1772-1777m
    1777-1782m
    1782-1784m
    1784-1786m
    1786-1791m
    Kjerne bilde med dybde: 1791-1796m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1801m
    Kjerne bilde med dybde: 1803-1808m
    Kjerne bilde med dybde: 1808-1813m
    Kjerne bilde med dybde: 1813-1818m
    1791-1796m
    1796-1801m
    1803-1808m
    1808-1813m
    1813-1818m
    Kjerne bilde med dybde: 1818-1820m
    Kjerne bilde med dybde: 1821-1826m
    Kjerne bilde med dybde: 1826-1831m
    Kjerne bilde med dybde: 1831-1836m
    Kjerne bilde med dybde: 1836-1838m
    1818-1820m
    1821-1826m
    1826-1831m
    1831-1836m
    1836-1838m
    Kjerne bilde med dybde: 1839-1844m
    Kjerne bilde med dybde: 1849-1854m
    Kjerne bilde med dybde: 1844-1849m
    Kjerne bilde med dybde: 1855-1860m
    Kjerne bilde med dybde: 1860-1865m
    1839-1844m
    1849-1854m
    1844-1849m
    1855-1860m
    1860-1865m
    Kjerne bilde med dybde: 1865-1870m
    Kjerne bilde med dybde: 1870-1875m
    Kjerne bilde med dybde: 1875-1880m
    Kjerne bilde med dybde: 1880-1881m
    Kjerne bilde med dybde: 1882-1886m
    1865-1870m
    1870-1875m
    1875-1880m
    1880-1881m
    1882-1886m
    Kjerne bilde med dybde: 1887-1892m
    Kjerne bilde med dybde: 1892-1897m
    Kjerne bilde med dybde: 1897-1902m
    Kjerne bilde med dybde: 1902-1907m
    Kjerne bilde med dybde: 1907-1912m
    1887-1892m
    1892-1897m
    1897-1902m
    1902-1907m
    1907-1912m
    Kjerne bilde med dybde: 1912-1914m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1912-1914m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1365.0
    [m]
    DC
    CGG
    1395.0
    [m]
    DC
    CGG
    1430.0
    [m]
    DC
    CGG
    1450.0
    [m]
    DC
    CGG
    1490.0
    [m]
    DC
    CGG
    1510.0
    [m]
    DC
    CGG
    1520.0
    [m]
    DC
    CGG
    1530.0
    [m]
    DC
    CGG
    1565.0
    [m]
    DC
    CGG
    1590.0
    [m]
    DC
    CGG
    1620.0
    [m]
    DC
    CGG
    1650.0
    [m]
    DC
    CGG
    1685.0
    [m]
    DC
    CGG
    1697.0
    [m]
    DC
    CGG
    1712.0
    [m]
    C
    CGG
    1715.5
    [m]
    C
    CGG
    1722.1
    [m]
    C
    CGG
    1731.7
    [m]
    C
    CGG
    1733.4
    [m]
    C
    CGG
    1733.7
    [m]
    C
    CGG
    1738.1
    [m]
    C
    CGG
    1749.9
    [m]
    C
    CGG
    1752.7
    [m]
    C
    CGG
    1760.9
    [m]
    C
    CGG
    1774.2
    [m]
    C
    CGG
    1788.5
    [m]
    C
    CGG
    1792.4
    [m]
    C
    CGG
    1798.0
    [m]
    C
    CGG
    1810.1
    [m]
    C
    CGG
    1817.3
    [m]
    C
    CGG
    1836.1
    [m]
    C
    CGG
    1856.6
    [m]
    C
    CGG
    1861.1
    [m]
    C
    CGG
    1872.2
    [m]
    C
    CGG
    1874.4
    [m]
    C
    CGG
    1876.9
    [m]
    C
    CGG
    1880.9
    [m]
    C
    CGG
    1884.9
    [m]
    C
    CGG
    1890.0
    [m]
    C
    CGG

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.84

  • 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
    0.44
    pdf
    0.14

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.29

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1355
    1939
    DIL DSI LDL CNL NGT SP AMS
    1335
    1926
    DLL MSFL GR AMS
    1336
    1934
    FMI GR
    1335
    1615
    FMI GR
    1580
    1940
    MDT GR AMS
    1524
    1871
    MWD - GR RES DIR
    145
    1945
    VSP
    590
    1930

  • 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
    232.0
    36
    233.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1333.0
    12 1/4
    1335.0
    1.70
    LOT
    LINER
    7
    1764.0
    8 1/2
    1945.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    232
    1.06
    WATER BASED
    340
    1.06
    WATER BASED
    1145
    1.06
    WATER BASED
    1699
    1.28
    2.5
    WATER BASED
    1730
    1.28
    25.0
    WATER BASED
    1767
    1.28
    24.0
    WATER BASED
    1803
    1.28
    20.0
    WATER BASED
    1855
    1.28
    21.0
    WATER BASED
    1855
    1.28
    21.0
    WATER BASED
    1914
    1.28
    19.0
    WATER BASED
    1945
    1.28
    19.0
    WATER 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.19