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

25/11-7

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.
    25/11-7
    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.
    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.
    25/11-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    204-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.
    03.10.1978
    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.
    27.10.1978
    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.
    27.10.1980
    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.
    30.04.2010
    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).
    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.
    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.
    EOCENE
    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.
    INTRA BALDER FM SS
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    PALEOCENE
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    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.
    124.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1944.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 10' 33.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 21' 47.23'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6559958.95
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463595.03
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    368

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-7 was drilled ca 3 km west-south west of the 25/11-1 Balder discovery well on the Utsira High in the North Sea. The primary objective was to delineate topographic mounds developed in the Paleocene sands of the Balder Field. The primary targets were the Zone II sand (E-70 sand) which was found oil-bearing in the 25/11-5 and the Zone I-B sands which were found oil-bearing in the 25/11-6.
    Operations and results
    Appraisal well 25/11-7 was spudded with the semi-submersible installation Norskald on 3 October 1978 and drilled to TD at 1944 m in the Late Cretaceous Tor Formation. The well was drilled with Seawater/Gel/Lignosulphonate.
    The well penetrated the Utsira Formation and several Skade Formation sands and then penetrated a ca 600 m thick section of shales belonging to the lower Hordaland Group before top Balder Formation was encountered at 1697 m. The Balder Formation contained some shaley sands with poor to no oil shows. The massive I-B sand at 1750.3 m (Heimdal Formation) was the only significant oil sand in the well. The well proved 36 m of net oil sand with a clear oil-water contact at 1786.5 m (1761.5 m MSL), in reasonable agreement with the Balder Field contact at 1760 m MSL established in 25/11-6. The Zone II (E-70) sand was absent, or possibly an unrecognizable part of the I-B Sand.
    A total of 20.35 m core was recovered in four cores from the interval 1748.6 to 1772.3 m in the Lista and Heimdal Formations. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 27 October 1978 as an oil appraisal well.
    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]
    1070.00
    1945.30

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1748.6
    1751.0
    [m ]
    2
    1751.0
    1753.0
    [m ]
    3
    1753.0
    1762.4
    [m ]
    4
    1762.4
    1772.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1090.0
    [m]
    DC
    CGG
    1110.0
    [m]
    DC
    CGG
    1150.0
    [m]
    DC
    CGG
    1190.0
    [m]
    DC
    CGG
    1220.0
    [m]
    DC
    CGG
    1300.0
    [m]
    DC
    CGG
    1350.0
    [m]
    DC
    CGG
    1360.0
    [m]
    DC
    CGG
    1370.0
    [m]
    DC
    CGG
    1380.0
    [m]
    DC
    CGG
    1400.0
    [m]
    DC
    CGG
    1430.0
    [m]
    DC
    CGG
    1440.0
    [m]
    DC
    CGG
    1450.0
    [m]
    DC
    CGG
    1460.0
    [m]
    DC
    CGG
    1470.0
    [m]
    DC
    CGG
    1480.0
    [m]
    DC
    CGG
    1490.0
    [m]
    DC
    CGG
    1560.0
    [m]
    DC
    CGG
    1580.0
    [m]
    DC
    CGG
    1600.0
    [m]
    DC
    1625.0
    [m]
    SWC
    1630.0
    [m]
    DC
    1638.0
    [m]
    SWC
    1652.0
    [m]
    SWC
    1655.0
    [m]
    DC
    CGG
    1659.0
    [m]
    SWC
    1665.0
    [m]
    DC
    1665.0
    [m]
    DC
    CGG
    1670.0
    [m]
    DC
    CGG
    1675.0
    [m]
    DC
    CGG
    1675.0
    [m]
    SWC
    1680.0
    [m]
    DC
    CGG
    1686.0
    [m]
    SWC
    1690.0
    [m]
    DC
    CGG
    1695.0
    [m]
    DC
    1698.0
    [m]
    SWC
    1700.0
    [m]
    DC
    CGG
    1705.0
    [m]
    DC
    CGG
    1705.0
    [m]
    DC
    CGG
    1710.0
    [m]
    DC
    CGG
    1715.0
    [m]
    DC
    CGG
    1717.0
    [m]
    SWC
    1720.0
    [m]
    DC
    CGG
    1725.0
    [m]
    DC
    1727.0
    [m]
    SWC
    1730.0
    [m]
    DC
    CGG
    1734.0
    [m]
    SWC
    1740.0
    [m]
    DC
    CGG
    1743.0
    [m]
    SWC
    1748.8
    [m]
    C
    1749.0
    [m]
    C
    1749.0
    [m]
    SWC
    1782.0
    [m]
    SWC
    1785.0
    [m]
    DC
    1803.0
    [m]
    SWC
    1815.0
    [m]
    DC
    1825.0
    [m]
    DC
    CGG
    1829.0
    [m]
    SWC
    1835.0
    [m]
    DC
    CGG
    1845.0
    [m]
    C
    1845.5
    [m]
    SWC
    1850.0
    [m]
    DC
    CGG
    1851.0
    [m]
    SWC
    1855.0
    [m]
    DC
    CGG
    1858.0
    [m]
    SWC
    1860.0
    [m]
    DC
    CGG
    1861.0
    [m]
    SWC
    1875.0
    [m]
    DC
    CGG
    1875.0
    [m]
    C
    1878.5
    [m]
    SWC
    1880.0
    [m]
    DC
    CGG
    1883.0
    [m]
    SWC
    1885.0
    [m]
    DC
    CGG
    1889.5
    [m]
    SWC
    1890.0
    [m]
    DC
    CGG
    1895.0
    [m]
    SWC
    1899.0
    [m]
    SWC
    1900.0
    [m]
    DC
    CGG
    1904.0
    [m]
    SWC
    1905.0
    [m]
    DC
    1908.0
    [m]
    SWC
    1914.0
    [m]
    SWC
    1918.0
    [m]
    SWC
    1920.0
    [m]
    DC
    CGG
    1925.0
    [m]
    DC
    1930.0
    [m]
    DC
    1940.0
    [m]
    SWC
    1945.3
    [m]
    C
    10000.0
    [m]
    C

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.22
    pdf
    0.05

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.28
    pdf
    100.03

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CAL
    1311
    1845
    DLL MSFL
    1500
    1945
    FDC CNL
    1500
    1945
    GR
    149
    410
    HDT
    1500
    1945
    ISF SONIC
    184
    410
    ISF SONIC
    396
    1316
    ISF SONIC
    1311
    1944
    VELOCITY
    930
    1945

  • 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
    186.0
    36
    186.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    396.0
    17 1/2
    412.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1308.0
    12 1/4
    1325.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1944.0
    8 1/2
    1944.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    186
    0.00
    waterbased
    694
    1.08
    waterbased
    1325
    1.06
    waterbased
    1531
    1.11
    waterbased
    1944
    1.13
    waterbased