Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/9-1

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.
    25/9-1
    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
    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.
    25/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    UHP92-50 & SP 1684 / SG 8603-307 & SP 14
    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.
    Amerada Hess Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    810-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    25
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.03.1995
    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.
    22.04.1995
    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.
    22.04.1997
    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.
    29.08.2003
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    111.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2525.0
    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).
    2525.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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 TRIASSIC
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 26' 58.72'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 42' 35.67'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6590310.69
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    483550.58
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2476

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/9-1 is located East of the Jotun area and Southwest of the small 25/6-1 Discovery. Well 25/9-1 was drilled to test the hydrocarbon potential of Middle Jurassic Hugin Formation sandstones (Rummel prospect) with sandstones of the Lower Palaeocene Ty Formation as a secondary target.
    Operations and results
    Wildcat well 25/9-1 was spudded with the semi-submersible "Vildkat Explorer" 28 March 1995 and drilled to a total depth of 2525 m as prognosed, 110.5 m into sediments of the Late Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with bentonite / sea water down to 1056 m and with "Anco 2000" mud with ca 3% "Anco 208" glycols from 1056 m to TD.
    No shallow gas or boulder beds were encountered in the uppermost well section. The well penetrated mainly clays and claystones in the Nordland, Hordaland and Rogaland groups. A clean Quaternary sandstone was seen between 275 and 319 m. The Utsira (754.5 m - 1000 m) and Skade (1284.5 m -1344.5 m) Formation sandstones were also present. Top Våle Formation was reached at 2030.5 m but no Ty Formation sands were present and the lithology consisted mainly of limestones and chalk, which continued down to top Shetland Group at 2043.5 m. The Shetland Group consisted mainly of chalk with the Cromer Knoll Group consisting of limestones interbedded with clay stones and marls. The Hugin Formation sandstones came in as prognosed at 2184.5 m and were found to be water bearing. One 11.5 metre core was cut. The core showed excellent reservoir parameters.
    No hydrocarbons were found in the Våle Formation. Weak shows were seen in drilled cuttings from two intervals; the Lista Formation from 1951 m to 2017 m and in the Draupne and Heather formations from 2167 to 2184.5 m and in a number of sidewall cores recovered from wire line log run 2F, interval 1988 m to 2413 m. Post well organic geochemical analysis confirmed traces of migrated hydrocarbons present in the interval 2180 m - 2183 m (Heather Formation). Except from the above mentioned shows, MWD and wire line log responses did not indicate any presence of hydrocarbons throughout the well. No fluid samples were taken in the well. The well was permanently abandoned as dry well 22 April 1995.
    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]
    1060.00
    2525.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2183.0
    2194.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    11.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2183-2188m
    Kjerne bilde med dybde: 2188-2193m
    Kjerne bilde med dybde: 2193-2195m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2183-2188m
    2188-2193m
    2193-2195m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1272.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1366.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1435.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1665.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1743.1
    [m]
    SWC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1785.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1799.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1818.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1824.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1829.8
    [m]
    SWC
    RRI
    1835.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1882.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1892.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1899.8
    [m]
    SWC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1915.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1923.2
    [m]
    SWC
    RRI
    1939.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1942.9
    [m]
    SWC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1988.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2001.0
    [m]
    DC
    RRI
    2013.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2015.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2019.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2039.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2041.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2043.0
    [m]
    DC
    RRI
    2044.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2055.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2074.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2079.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2109.0
    [m]
    DC
    RRI
    2114.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2118.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2145.0
    [m]
    DC
    RRI
    2154.0
    [m]
    DC
    RRI
    2157.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2163.0
    [m]
    DC
    RRI
    2165.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2168.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2174.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2177.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2181.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2183.0
    [m]
    C
    RRI
    2185.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2187.2
    [m]
    C
    RRI
    2189.3
    [m]
    C
    RRI
    2190.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2192.8
    [m]
    C
    RRI
    2193.5
    [m]
    C
    RRI
    2194.5
    [m]
    C
    RRI
    2212.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2226.0
    [m]
    DC
    RRI
    2241.0
    [m]
    DC
    RRI
    2268.0
    [m]
    DC
    RRI
    2283.0
    [m]
    DC
    RRI
    2286.8
    [m]
    SWC
    RRI
    2299.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2302.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2322.0
    [m]
    DC
    RRI
    2332.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2343.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2355.0
    [m]
    DC
    RRI
    2361.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2367.0
    [m]
    DC
    RRI
    2389.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2413.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2433.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2445.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2478.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2494.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2522.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.63
    pdf
    1.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    38.46

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CAL CN GR
    2300
    2523
    FMT GR QUARTZDYNE
    2188
    2474
    HEXDIP GR
    1966
    2517
    MLL DLL AC GR SP CAL
    1966
    2523
    MLL DLL AC SL SP CAL
    1044
    1952
    MLL DLL SL SP CAL
    1044
    1946
    MWD - DIR FE
    136
    400
    MWD - DIR FE
    1015
    1970
    MWD - DIR FE
    1972
    2184
    MWD - DIR FE
    2194
    2525
    SWC GR
    1272
    1945
    SWC GR
    1981
    2521
    VSP
    1160
    2470
    ZDL CN SL
    1966
    2523

  • 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
    208.0
    36
    208.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1043.0
    17 1/2
    1044.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1960.0
    12 1/4
    1960.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2525.0
    8 1/2
    2525.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    208
    1.08
    100.0
    WATER BASED
    323
    1.05
    100.0
    WATER BASED
    434
    1.08
    100.0
    WATER BASED
    1004
    1.08
    100.0
    WATER BASED
    1056
    1.27
    22.0
    WATER BASED
    1705
    1.27
    21.0
    WATER BASED
    1850
    1.28
    16.0
    WATER BASED
    1970
    1.27
    29.0
    WATER BASED
    2082
    1.27
    19.0
    WATER BASED
    2183
    1.27
    27.0
    WATER BASED
    2304
    1.27
    20.0
    WATER BASED
    2525
    1.27
    20.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2193.50
    [m ]
    2194.20
    [m ]
    2183.50
    [m ]
    2193.00
    [m ]
    2183.25
    [m ]

  • 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
    0.22