Brønnbane: 25/11-18 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	25/11-18
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	lenke til kart
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.	GRANE
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	25/11-15 Grane
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	25/11-18
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	NH 9301-INLINE 604&CROSSLINE 1413
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	169
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.	794-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VANGUARD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	76
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	10.08.1994
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.	24.10.1994
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.	24.10.1996
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.	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.	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).	22.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	128.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	1875.0
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).	1874.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	9.3
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	83
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° 9' 8.45'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 28' 28.79'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6557285.94
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	469950.36
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	2358

Well 25/11 -18 was drilled to appraise the 25/11-15 Grane discovery drilled in 1991. The primary objectives of 25/11-18 were to confirm beyond reasonable doubt recoverable oil reserves greater than 30 million Sm3 in the Heimdal Formation in the Grane Discovery prior to initiating PDO activities; to obtain an Utsira formation water sample and water production rates in order to design the water injection system for the Grane Field; to confirm top and base reservoir, reservoir development, continuity, and quality of Heimdal sand in order to reduce the uncertainties in the resource estimates; to obtain velocity information as input to depth conversion model for the Grane Field; and to test coiled tubing drilling/coring technology as concept for future cost savings.

Operations and results

Appraisal well 25/11-18 was spudded with the semi-submersible installation "West Vanguard" on 10 August 1994 and drill to a total depth of 1875 m in the Late Cretaceous limestones of the Hod Formation. Due to technical problems it was not possible to do wire line logging at TD of the original well. The well was technically sidetracked (25/11-18 T2) with kick-off at 1390 m. The well was drilled with spud mud through the 36" and 24" sections down to 563 m, with polymer mud through the 17 1/2" section to 1183 m, with "ANCO 2000" mud from 1183 through the 8 1/2" section and into the slim 4 1/8" section down to 1690 m where the hole was displaced to "AQUACOL" mud.& Drilling of the 4 1/8" section continued with "AQUACOL" mud down to TD at 1860 m. The technical sidetrack was drilled as a 6" hole to final TD at 1875 m using KCl / Polymer mud. Coiled tubing drilling and coring and slim hole logging was proven possible from an offshore floater with acceptable quality on geological information. Operations, however, were hampered by problems related to junk and hole instability due to low mud weights.

A thin, 1 m thick oil bearing sand was encountered near the top of the Balder Formation at 1675 m. Heimdal Sand was penetrated at 1741.5 m in well 25/11-18 T2. A gross reservoir thickness of 55.5m was defined, giving a net pay of 47.1m. Good oil shows were seen on cores in the interval 1720 m to 1794 m in the original well and at 1606 m (SWC) and in the interval 1720 m to 1743 m in the sidetrack. The pressure data from the Heimdal Formation indicates a possible 1.2 bar pressure difference to well 25/11-15. Oil-water contact in well 25/11-18 was at 1765.2 m TVD, 2 m deeper than in well 25/11-15. Oil composition in 25/11-18 appears geochemically identical to oil in 25/11-15. No free gas cap was found in the sandstones. The well proved the Grane Field reserves to be greater than 30 million Sm3, confirming the reservoir and seismic models. Velocity information from the well indicated local / extended pull up of top and base of reservoir.

The Utsira water sample was of excellent quality. Dynamic test data of good quality were obtained. A total of 16 cores were cut in the interval from 1690 m to 1805 m in the Sele, Lista, and Heimdal Formations. The twelve first cores were cut in the 4 1/8" section of the original hole with recovery from 0 % to 93.3%. The last four cores were cut in the 6" technical sidetrack in the interval 1712 m to 1743.7 m with 75% to 96% recovery. A SRFT wire line fluid sample was recovered from 1755 m in the Heimdal Formation. The well was permanently abandoned as an oil appraisal well on 24. October 1993.

Testing

A DST was performed over the interval 815 m to 865 m in the Utsira Formation. The test produced at maximum rate 3934 Sm3 water and no gas pr day, at sampling rate 1045 Sm3 water and 1081 Sm3 gas pr day. No sand was produced at either rate. The gas gravity was 0.63 (air = 1).

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
570.00	1875.00

Kjernebilder

Kjernebilder

1690-1691m	1690-1691m	1699-1700m	1699-1700m	1728-1729m

1720-1722m	1720-1722m	1720-1722m	1720-1722m	1747-1750m

1747-1750m	1747-1750m	1747-1750m	1747-1750m	1751-1756m

1751-1756m	1751-1756m	1751-1756m	1751-1756m	1751-1756m

1751-1756m	1751-1756m	1751-1756m	1769-1772m	1769-1172m

1769-1772m	1769-1772m	1769-1772m	1769-1772m	1778-1782m

1778-1782m	1778-1782m	1778-1782m	1778-1782m	1778-1782m

1787-1794m	1787-1794m	1787-1794m	1787-1794m	1787-1749m

1787-1794m	1787-1794m	1787-1794m	1787-1794m	1787-1794m

1787-1794m	1787-1794m	1787-1794m	1796-1804m	1796-1804m

1796-1804m	1796-1804m	1796-1804m	1796-1804m	1796-1804m

1796-1804m	1796-1804m	1796-1804m	1796-1804m	1796-1804m

1796-1804m	1796-1804m	1712-1719m	1712-1719m	1712-1719m

1712-1719m	1712-1719m	1712-1719m	1712-1719m	1712-1719m

1712-1719m	1712-1719m	1712-1719m	1712-1719m	1712-1719m

17120-1726m	1720-1726m	1720-1726m	1720-1726m	1720-1726m

1720-1726m	1720-1726m	1720-1726m	1720-1726m	1720-1719m

1728-1732m	1728-1732m	1728-1732m	1728-1732m	1728-1732m

1728-1732m	1728-1732m	1728-1732m	1733-1742m	1733-1742m

1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m

1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m

1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m	1733-1742m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
1720.0	[m]	C	0D
1728.0	[m]	C	OD
1728.1	[m]	C	0D
1740.1	[m]	C	0D
1747.0	[m]	C	0D
1751.1	[m]	C	0D
1778.0	[m]	C	0D
1796.0	[m]	C	0D
1799.0	[m]	C	0D
1804.0	[m]	C	0D
1805.0	[m]	DC	0D
1810.0	[m]	DC	0D
1820.0	[m]	DC	0D

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Væske type	Test tidspunkt	Prøver tilgjengelig
DST		0.00	0.00	WATER	14.10.1994 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
150	NORDLAND GP
664	UTSIRA FM
744	NO FORMAL NAME
811	HORDALAND GP
811	SKADE FM
1048	UNDIFFERENTIATED
1108	NO FORMAL NAME
1114	UNDIFFERENTIATED
1437	GRID FM
1464	NO FORMAL NAME
1674	ROGALAND GP
1674	BALDER FM
1690	SELE FM
1695	LISTA FM
1742	HEIMDAL FM
1798	LISTA FM
1807	VÅLE FM
1834	SHETLAND GP
1834	EKOFISK FM
1850	TOR FM
1865	HOD FM

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
2358	pdf	0.25

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
2358_1	pdf	1.91
2358_10	pdf	1.90
2358_11	pdf	1.93
2358_12	pdf	1.42
2358_2	pdf	1.20
2358_3	pdf	1.78
2358_4	pdf	1.82
2358_5	pdf	1.78
2358_6	pdf	1.79
2358_7	pdf	1.84
2358_8	pdf	1.76
2358_9	pdf	1.59

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
2358_25_1_18_COMPLETION_REPORT_AND_LOG	pdf	49.53

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	815	865	0.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0				33

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0		1081		0.630

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
BGF-A	1480	1862
CST GR	1390	1830
DLL MSFL LDL CNL LSS BGT GR SP A	502	1070
DLL MSFL LDL CNL LSS GR SP AMS	1096	1662
DSI HLDT CNT NGT AMS	1373	1867
FMS-B GR AMS	1600	1868
IRTJ ECD-C GR	1650	1732
MWD - GR RES DIR	105	1684
MWD - GR RES DIR	1380	1876
SMRS MDLT GR SP AMS	1373	1867
SRFT GR	1675	1797
USIT CBL VDL GR CCL	1650	1732
VSP	1096	1662

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
SURF.COND.	30	235.0	36	235.0	0.00	LOT
INTERM.	18 5/8	563.0	24	563.0	0.00	LOT
INTERM.	13 3/8	1180.0	17 1/2	1180.0	1.77	LOT
INTERM.	7	1688.0	8 1/2	1688.0	1.86	LOT
OPEN HOLE		1875.0	6	1875.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
563	1.03	16.0	WATER BASED
1028	1.30	28.0	WATER BASED
1180	1.06	16.0	WATER BASED
1183	1.13	25.0	WATER BASED
1207	1.30	28.0	WATER BASED
1290	1.28	23.0	WATER BASED
1385	1.30	27.0	WATER BASED
1585	1.28	23.0	WATER BASED
1688	1.20	21.0	WATER BASED
1690	1.04	28.0	DUMMY
1701	1.08	285.0	DUMMY
1702	1.04	24.0	DUMMY
1702	1.04	23.0	DUMMY
1712	1.30	32.0	WATER BASED
1720	1.08	28.0	DUMMY
1732	1.08	24.0	DUMMY
1740	1.25	18.0	WATER BASED
1778	1.08	28.0	DUMMY
1819	1.30	35.0	WATER BASED
1860	1.25	38.0	DUMMY
1875	1.30	35.0	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]
2358_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.17

25/11-18