Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/1-10

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.
    25/1-10
    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.
    25/1-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8501 X 376 SP. 380
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    570-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    149
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.04.1988
    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.
    14.09.1988
    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.
    14.09.1990
    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.
    06.01.2015
    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).
    27.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    99.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4739.0
    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).
    4732.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    149
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    BRENT GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 57' 8.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 5' 48.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6646607.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    449542.00
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1219

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/1-10 was drilled on the northern part of the Frigg Field in the Viking Graben. The primary objective was to test the Mesozoic "Deep Frigg" structure below the Frigg Field. The structure is a narrow north-south trending rotated mesozoic fault block. The first well drilled on the structure, 25/1-1, penetrated the top of Middle Jurassic sandstones at more than 4500 m, but was abandoned due to water flow associated with high pressure. The second well, 30/10-5, encountered both Middle Jurassic Brent Group sandstones and Lower Jurassic Statfjord Group sandstones, but the sandstones were water bearing. Well 25/1-10 was designed to test the remaining up dip potential of the Brent and Statfjord reservoirs. Secondary objectives were to establish the sweeping status of the Lower Eocene Frigg Formation and to obtain additional petrophysical data from this reservoir.
    Operations and results
    Wildcat well 25/1-10 was spudded with the semi-submersible installation Vinni on 19 April 1988 and drilled to TD at 3739 m in the Middle Jurassic Brent Group. The interval 287-923 m was drilled with a 14 3/4" pilot hole to check for shallow gas. No gas was detected during drilling. The main problems during operations were encountered with the shales above the Frigg Formation and subsequent mud losses into the Frigg Formation. Further hole problems and mud losses occurred in the Brent Group, related to high pressures and fragile formation.
    Top of Frigg was found at 1926 m. The electrical wireline logs clearly showed that formation water has swept the gas that was initially present in the Frigg reservoir sands. Quantitative analysis indicate average porosities of 29 - 30 % and a residual gas saturation of 19 %. The well penetrated the Brent Group at 4771 m. Brent was found water bearing with an average porosity of 18 % and a Net/Gross ratio of 0.54. The average water saturation is 95 %. FMT pressure measurements showed a formation pressure of 926.8 bar at 4503 m. This is severe overpressure. For well safety reasons, the Statfjord formation was not drilled.
    Hydrocarbon indications were scarce except for generally high background gas readings from 3600 m within the Shetland Group and down to TD. Minor oil shows were recorded from 1955 m to 1980 m in the Frigg Formation and from 2863 m to 2870 m in the Shetland Group.
    One core was cut from 4473 m to 4483 m with 16% recovery. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 14 September 1988 as a dry 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]
    935.00
    4740.00

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.56
    pdf
    0.72

  • 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
    0.23
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.14
    pdf
    10.25

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1450
    2825
    CBL VDL GR
    2750
    4451
    CDL CN GR
    1900
    4745
    DIFL LSS GR
    190
    4575
    DIP GR
    3200
    4058
    DIP GR
    4457
    4720
    FMT HP
    3618
    3700
    FMT HP
    4503
    4685
    PDK 100 GR CCL
    1910
    2010
    SWC GR
    4475
    4590
    VSP
    909
    4745

  • 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
    188.0
    36
    188.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    910.0
    26
    923.0
    1.17
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2825.0
    17 1/2
    2839.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4043.0
    12 1/4
    4058.0
    2.15
    LOT
    LINER
    7
    4451.0
    8 1/2
    4471.0
    2.25
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    985
    1.08
    25.0
    8.3
    WATER BASED
    03.05.1988
    1588
    1.14
    27.0
    8.8
    WATER BASED
    05.05.1988
    1635
    1.16
    21.0
    6.8
    WATER BASED
    06.05.1988
    1780
    1.17
    181.0
    83.7
    WATER BASED
    09.05.1988
    1939
    1.20
    22.0
    7.8
    WATER BASED
    09.05.1988
    2062
    1.20
    46.0
    10.7
    WATER BASED
    18.05.1988
    2233
    1.21
    39.0
    16.6
    WATER BASED
    24.05.1988
    2233
    1.21
    39.0
    16.1
    WATER BASED
    25.05.1988
    2419
    1.21
    40.0
    16.6
    WATER BASED
    26.05.1988
    2485
    1.21
    40.0
    16.6
    WATER BASED
    27.05.1988
    2622
    1.21
    39.0
    16.6
    WATER BASED
    30.05.1988
    2671
    1.22
    36.0
    15.1
    WATER BASED
    31.05.1988
    2693
    1.21
    36.0
    17.6
    WATER BASED
    02.06.1988
    2726
    1.21
    38.0
    17.6
    WATER BASED
    02.06.1988
    2741
    1.21
    38.0
    17.6
    WATER BASED
    03.06.1988
    2787
    1.21
    35.0
    17.6
    WATER BASED
    06.06.1988
    2833
    1.21
    33.0
    17.6
    WATER BASED
    06.06.1988
    2839
    1.22
    38.0
    16.6
    WATER BASED
    06.06.1988
    2844
    1.22
    24.0
    6.8
    WATER BASED
    13.06.1988
    2941
    1.25
    32.0
    8.8
    WATER BASED
    13.06.1988
    2951
    1.25
    26.0
    8.8
    WATER BASED
    13.06.1988
    3037
    1.27
    32.0
    8.8
    WATER BASED
    14.06.1988
    3051
    1.27
    37.0
    10.7
    WATER BASED
    15.06.1988
    3140
    1.27
    32.0
    9.8
    WATER BASED
    16.06.1988
    3230
    1.27
    27.0
    10.2
    WATER BASED
    17.06.1988
    3340
    1.27
    28.0
    10.2
    WATER BASED
    20.06.1988
    3384
    1.27
    27.0
    9.3
    WATER BASED
    20.06.1988
    3474
    1.32
    26.0
    8.8
    WATER BASED
    20.06.1988
    3555
    1.35
    29.0
    8.8
    WATER BASED
    21.06.1988
    3569
    1.42
    33.0
    10.7
    WATER BASED
    22.06.1988
    3635
    1.42
    33.0
    10.7
    WATER BASED
    23.06.1988
    3706
    1.58
    34.0
    14.2
    WATER BASED
    28.06.1988
    3777
    1.65
    32.0
    9.3
    WATER BASED
    28.06.1988
    3846
    1.65
    37.0
    12.2
    WATER BASED
    28.06.1988
    3953
    1.68
    38.0
    12.7
    WATER BASED
    28.06.1988
    4058
    1.74
    40.0
    10.7
    WATER BASED
    01.07.1988
    4159
    1.80
    42.0
    8.8
    WATER BASED
    19.07.1988
    4470
    2.05
    51.0
    14.7
    WATER BASED
    27.07.1988
    4497
    2.15
    43.0
    5.3
    WATER BASED
    22.08.1988
    4574
    2.15
    45.0
    5.8
    WATER BASED
    22.08.1988
    4593
    2.15
    45.0
    5.3
    WATER BASED
    23.08.1988
    4627
    2.15
    45.0
    5.8
    WATER BASED
    24.08.1988
    4676
    2.15
    44.0
    6.3
    WATER BASED
    25.08.1988
    4708
    2.15
    44.0
    5.8
    WATER BASED
    26.08.1988
    4739
    2.15
    46.0
    7.3
    WATER BASED
    29.08.1988

  • 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
    0.21