Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-5

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.
    25/11-5
    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.
    25/11-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE SC 73-15 & sp 2125
    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.
    106-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    36
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.04.1974
    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.
    08.05.1974
    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.
    08.05.1976
    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.
    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.
    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.
    HERMOD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    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").
    2164.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    60
    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.
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 12' 9.32'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 21' 55.58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6562934.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463755.93
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    366

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-5 was drilled ca 4 km north west of the 25/11-1 Balder discovery well on the Utsira High in the North Sea. The well was designed to evaluate a sand build up and/or structural closure at the Middle Paleocene horizon top. The location was mapped structurally high to the adjacent wells 25/11-1, 25/11-2, 25/10-1, and 25/10-3.
    Operations and results
    Appraisal well 25/11-5 was spudded with the drillship Drillmaster on 3 April 1974 and drilled to TD at 2164 m in Triassic red-grey clays, and grey-green shale. Sloughing shale was the only drilling problem and this was overcome by converting the Drispac mud system to a ligno-gel seawater mud system. The well was drilled with Drispac from approximately 1000 to 1400 m, and with lignosulphonate/gel/seawater from ca 1400 m to TD.
    The well penetrated the Utsira Formation and a Skade Formation sand and then entered a ca 700 m thick section of shales belonging to the lower Hordaland Group before top Balder formation was encountered at 1661 m. Significant oil bearing sands in the interval from 1714 to 1771 m were confirmed by sidewall cores and Schlumberger electric logs. The lower part of this interval tested oil at good rates. Additional shows in traces of sand in cuttings at 1838 - 1847 m were believed to be sloughings from the oil sand above.
    One conventional core was cut from 1723.3 to 1725.5 m. Six attempts at FIT's were attempted with one successful at 1744.1 m. This test recovered 0.33 Sm3 gas, 4.5 l oil, 2.3 l filtrate and 0.8 l mud.
    The well was permanently abandoned on 8 May1974 as an oil appraisal.
    Testing
    A test through perforations at 1750 to 1765 m in the Hermod Formation produced at an average rate of 634 Sm3 oil and 29283 Sm3 gas /day. The GOR was 46.1 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 24.2 deg API (0.91 g/cm3).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    198.12
    2164.08

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5654.0
    5661.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    2.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1726.4
    [m]
    C
    RRI
    1727.4
    [m]
    C
    RRI
    1728.4
    [m]
    C
    RRI
    1729.1
    [m]
    C
    RRI
    1730.4
    [m]
    C
    RRI
    1730.9
    [m]
    C
    RRI
    1731.4
    [m]
    C
    RRI
    1731.7
    [m]
    C
    RRI
    1732.0
    [m]
    C
    RRI
    1732.7
    [m]
    C
    RRI
    1732.8
    [m]
    C
    RRI
    2450.0
    [ft]
    DC
    2480.0
    [ft]
    DC
    2540.0
    [ft]
    DC
    2630.0
    [ft]
    DC
    2720.0
    [ft]
    DC
    2810.0
    [ft]
    DC
    2900.0
    [ft]
    DC
    2990.0
    [ft]
    DC
    3080.0
    [ft]
    DC
    3170.0
    [ft]
    DC
    3260.0
    [ft]
    DC
    3350.0
    [ft]
    DC
    3440.0
    [ft]
    DC
    3530.0
    [ft]
    DC
    3620.0
    [ft]
    DC
    3710.0
    [ft]
    DC
    3800.0
    [ft]
    DC
    3890.0
    [ft]
    DC
    3920.0
    [ft]
    DC
    3980.0
    [ft]
    DC
    4070.0
    [ft]
    DC
    4110.0
    [ft]
    DC
    4170.0
    [ft]
    DC
    4270.0
    [ft]
    DC
    4290.0
    [ft]
    DC
    4330.0
    [ft]
    DC
    4370.0
    [ft]
    DC
    4470.0
    [ft]
    DC
    4490.0
    [ft]
    DC
    4530.0
    [ft]
    DC
    4570.0
    [ft]
    DC
    4650.0
    [ft]
    DC
    4740.0
    [ft]
    DC
    4830.0
    [ft]
    DC
    4920.0
    [ft]
    DC
    5010.0
    [ft]
    DC
    5100.0
    [ft]
    DC
    5190.0
    [ft]
    DC
    5220.0
    [ft]
    DC
    5250.0
    [ft]
    DC
    5280.0
    [ft]
    DC
    5280.0
    [ft]
    DC
    5310.0
    [ft]
    DC
    5340.0
    [ft]
    DC
    5370.0
    [ft]
    DC
    5400.0
    [ft]
    SWC
    5400.0
    [ft]
    DC
    5430.0
    [ft]
    DC
    5460.0
    [ft]
    DC
    5470.0
    [ft]
    SWC
    5508.0
    [ft]
    SWC
    5546.0
    [ft]
    SWC
    5560.0
    [ft]
    DC
    5570.0
    [ft]
    DC
    5580.0
    [ft]
    DC
    5600.0
    [ft]
    DC
    5616.0
    [ft]
    SWC
    5620.0
    [ft]
    DC
    5633.0
    [ft]
    DC
    5654.0
    [ft]
    C
    5666.0
    [ft]
    SWC
    5670.0
    [ft]
    DC
    5687.0
    [ft]
    SWC
    5698.0
    [ft]
    SWC
    5700.0
    [ft]
    DC
    5710.0
    [ft]
    SWC
    5730.0
    [ft]
    DC
    5760.0
    [ft]
    DC
    5790.0
    [ft]
    DC
    5820.0
    [ft]
    DC
    5826.0
    [ft]
    SWC
    5850.0
    [ft]
    DC
    5866.0
    [ft]
    SWC
    5880.0
    [ft]
    DC
    5910.0
    [ft]
    DC
    5940.0
    [ft]
    DC
    5970.0
    [ft]
    DC
    6000.0
    [ft]
    DC
    6030.0
    [ft]
    DC
    6060.0
    [ft]
    DC
    6120.0
    [ft]
    DC
    6164.0
    [ft]
    SWC
    6210.0
    [ft]
    DC
    6274.0
    [ft]
    SWC
    6300.0
    [ft]
    DC
    6400.0
    [ft]
    DC
    6410.0
    [ft]
    DC
    6440.0
    [ft]
    DC
    6480.0
    [ft]
    DC
    6490.0
    [ft]
    DC
    6580.0
    [ft]
    DC
    6680.0
    [ft]
    DC
    6737.0
    [ft]
    SWC
    6790.0
    [ft]
    DC
    6840.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6880.0
    [ft]
    DC
    6980.0
    [ft]
    DC
    7080.0
    [ft]
    DC

  • 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
    DST1
    1750.00
    1765.00
    30.04.1974 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.82

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.35
    pdf
    4.69

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1750
    1765
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    17.800
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    636
    28371
    0.910
    44

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIL
    396
    2162
    DIPMETER
    1397
    2162
    FDC CNL
    1397
    2163
    SGR
    396
    2161
    VELOCITY
    457
    2154

  • 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
    187.0
    36
    190.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    397.0
    17 1/2
    411.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1397.0
    12 1/4
    1412.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    1890.0
    8 1/2
    2164.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    188
    0.00
    seawater/ge
    1400
    1.23
    seawater/lg
    2163
    1.22
    water/spers