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

25/6-3

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.
    25/6-3
    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.
    25/6-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    UHN 98- INLINE 4650 & X-LINE 3170
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    966-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    22
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.10.1999
    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.
    11.11.1999
    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.
    11.11.2001
    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.
    18.12.2002
    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.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2475.0
    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).
    2474.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    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 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.
    HARDRÅDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 42' 3.03'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 55' 26.04'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6618251.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    495716.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3885

  • Brønnhistorie
    General
    Block 25/6 is located east of the Heimdal Field, on the east flank of the Viking Graben. The distance to the Norwegian coast is 145 km. Well 25/6-3 was the third well drilled within block 25/6, and the first well in PL 245. (Block 25/6 was first licensed as PL 117 in 1985 with Saga as operator. Most of the area was relinquished in 1992). In the area there are several oil and gas discoveries, both in Jurassic and Tertiary formations. The objectives of the well were to prove commercial volumes of hydrocarbons in Paleocene reservoirs in the Hermod and Ty Formations, to test channel and low amplitude seismic facies, to test the Hermod reservoir in a position that could be tied back on seismic to the provenance area in the west, and to prove hydrocarbon migration routes.
    Operations and results
    Wildcat well 25/6-3 was spudded with the semi-submersible installation "Byford Dolphin" on 21 October 1999 and drilled to a total depth of 2475 m in the Late Cretaceous Hardråde Formation. The well was drilled with seawater and bentonite down to 1215 m and with silicate mud (Sildril) from 1215 m to TD. Both the predicted Hermod and Ty Formation reservoirs were encountered. Both reservoirs were of good quality, but without hydrocarbons. There were no indications of hydrocarbons from cuttings, sidewall cores, or wire line logs in any section of the well. Two cores were cut in the interval 2062 m to 2108 m. Recovery was 97 % and 100 %. One MDT water sample was recovered from 2085 m. The well was plugged and abandoned as a dry well 11 November 1999.
    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]
    1220.00
    2475.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2062.0
    2079.5
    [m ]
    2
    2080.0
    2108.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2062-2067m
    Kjerne bilde med dybde: 2067-2072m
    Kjerne bilde med dybde: 2072-2077m
    Kjerne bilde med dybde: 2077-2082m
    Kjerne bilde med dybde: 2082-2087m
    2062-2067m
    2067-2072m
    2072-2077m
    2077-2082m
    2082-2087m
    Kjerne bilde med dybde: 2087-2092m
    Kjerne bilde med dybde: 2092-2097m
    Kjerne bilde med dybde: 2097-2102m
    Kjerne bilde med dybde: 2102-2107m
    Kjerne bilde med dybde: 2107-2108m
    2087-2092m
    2092-2097m
    2097-2102m
    2102-2107m
    2107-2108m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1905.0
    [m]
    DC
    RRI
    1911.0
    [m]
    DC
    RRI
    1917.0
    [m]
    DC
    RRI
    1923.0
    [m]
    DC
    RRI
    1929.0
    [m]
    DC
    RRI
    1935.0
    [m]
    DC
    RRI
    1941.0
    [m]
    DC
    RRI
    1947.0
    [m]
    DC
    RRI
    1953.0
    [m]
    DC
    RRI
    1959.0
    [m]
    DC
    RRI
    1968.0
    [m]
    DC
    RRI
    1974.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1986.0
    [m]
    DC
    RRI
    1992.0
    [m]
    DC
    RRI
    1998.0
    [m]
    DC
    RRI
    2004.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2016.0
    [m]
    DC
    RRI
    2022.0
    [m]
    DC
    RRI
    2028.0
    [m]
    DC
    RRI
    2034.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2046.0
    [m]
    DC
    RRI
    2052.0
    [m]
    DC
    RRI
    2058.0
    [m]
    DC
    RRI
    2062.1
    [m]
    C
    PETROSTR
    2064.0
    [m]
    DC
    RRI
    2064.7
    [m]
    C
    PETROSTR
    2067.0
    [m]
    C
    PETROS
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2071.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    2074.4
    [m]
    C
    PETROS
    2076.0
    [m]
    DC
    RRI
    2077.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    2080.9
    [m]
    C
    PETROS
    2084.3
    [m]
    C
    PETROS
    2087.5
    [m]
    C
    PETROS
    2109.0
    [m]
    DC
    RRI
    2115.0
    [m]
    DC
    RRI
    2121.0
    [m]
    DC
    RRI
    2127.0
    [m]
    DC
    RRI
    2135.0
    [m]
    DC
    RRI
    2139.0
    [m]
    DC
    RRI
    2145.0
    [m]
    DC
    RRI
    2151.0
    [m]
    DC
    RRI
    2157.0
    [m]
    DC
    RRI
    2163.0
    [m]
    DC
    RRI
    2169.0
    [m]
    DC
    RRI
    2175.0
    [m]
    DC
    RRI
    2181.0
    [m]
    DC
    RRI
    2187.0
    [m]
    DC
    RRI
    2193.0
    [m]
    DC
    RRI
    2205.0
    [m]
    DC
    RRI
    2211.0
    [m]
    DC
    RRI
    2217.0
    [m]
    DC
    RRI
    2223.0
    [m]
    DC
    RRI
    2229.0
    [m]
    DC
    RRI
    2235.0
    [m]
    DC
    RRI
    2241.0
    [m]
    DC
    RRI
    2247.0
    [m]
    DC
    RRI
    2253.0
    [m]
    DC
    RRI
    2259.0
    [m]
    DC
    RRI
    2265.0
    [m]
    DC
    RRI
    2271.0
    [m]
    DC
    RRI
    2277.0
    [m]
    DC
    RRI
    2283.0
    [m]
    DC
    RRI
    2289.0
    [m]
    DC
    RRI
    2295.0
    [m]
    DC
    RRI
    2301.0
    [m]
    DC
    RRI
    2307.0
    [m]
    DC
    RRI
    2313.0
    [m]
    DC
    RRI
    2319.0
    [m]
    DC
    RRI
    2328.0
    [m]
    DC
    RRI
    2334.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2346.0
    [m]
    DC
    RRI
    2352.0
    [m]
    DC
    RRI
    2358.0
    [m]
    DC
    RRI
    2364.0
    [m]
    DC
    RRI
    2373.0
    [m]
    DC
    RRI
    2379.0
    [m]
    DC
    RRI
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2391.0
    [m]
    DC
    RRI
    2397.0
    [m]
    DC
    RRI
    2403.0
    [m]
    DC
    RRI
    2409.0
    [m]
    DC
    RRI
    2415.0
    [m]
    DC
    RRI
    2421.0
    [m]
    DC
    RRI
    2427.0
    [m]
    DC
    RRI
    2433.0
    [m]
    DC
    RRI
    2439.0
    [m]
    DC
    RRI
    2445.0
    [m]
    DC
    RRI
    2451.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2466.0
    [m]
    DC
    RRI
    2472.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.38

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.11

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.38
    .pdf
    37.02

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    1798
    2474
    HALS PEX DSI
    1206
    2472
    MDT GR
    2086
    2333
    MWD - MPR LITE
    195
    1215
    MWD - MPR LITE MDP
    1277
    2062
    MWD - MPR LITE MDP ORD
    1235
    1277
    MWD - MPR LITE MDP ORD
    2108
    2475
    VSP
    460
    2460

  • 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
    192.0
    36
    195.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1206.0
    17 1/2
    1206.0
    1.74
    LOT
    OPEN HOLE
    2475.0
    8 1/2
    2475.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    400
    1.03
    DUMMY
    833
    1.03
    BENTONITE/FW
    1215
    1.25
    38.0
    CMC/BENTONITE
    1215
    1.03
    DUMMY
    1429
    1.28
    20.0
    SILDRILL
    1750
    1.28
    14.0
    SILDRILL
    1810
    1.28
    13.0
    SILDRILL
    2080
    1.28
    13.0
    SILDRILL
    2137
    1.28
    13.0
    SILDRILL
    2475
    1.28
    13.0
    SILDRILL

  • 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