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

25/5-7

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.
    25/5-7
    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).
    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
    Pressemelding
    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.
    25/5-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 1620 & crossline 1835(TO06R06M1)
    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.
    Total E&P Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1318-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.08.2010
    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.
    23.10.2010
    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.
    23.10.2012
    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.
    23.10.2012
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    YES
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    BRENT GP
    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.
    119.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3045.0
    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).
    3045.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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 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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 39' 43.26'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 34' 15.39'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6614003.76
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    475823.34
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6423

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/5-7 was drilled on the David prospect on the north-eastern part of the Heimdal Terrace in the North Sea. The primary objective was to investigate the hydrocarbon potential of the Brent and Statfjord reservoirs. Secondary objective was sands in the Tertiary section.
    Operations and results
    Wildcat well 25/5-7 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 23 September 2010 and drilled to TD at 3045 m in the Late Triassic Hegre Group. Due to shallow gas low risk, a 9"7/8 pilot hole was drilled first and was opened to 17"1/2. No shallow gas was encountered, but several tight spots were encountered while drilling and opening up this section. At 438 m the rig experienced a power shutdown. The rig was on repair from 31 August 2010 until the 4 September (123.75 hrs NPT). The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 1160 m and with oil based mud ("non-aqueous based mud") from 1160 m to TD.
    The well penetrated a massive Ty sand and minor Lista/Heimdal sands, while no Hermod sand was encountered. All potential reservoirs in the Tertiary were found water bearing. The well encountered the Middle Jurassic Brent sandstones at 2684 m, 40 m shallower than prognosed. The thickness of the Brent was 27.5m, 45m less than expected. The Brent reservoir was found gas bearing. The Statfjord was also encountered 40 m shallow to prognosis, but with a thickness of 135m, close to the prognosis. The Statfjord was found water wet. Petrophysical interpretation indicated that the Brent reservoir has a net -to- gross of 93%, an average effective porosity of 17.5% and a water saturation of 12%. The MDT results showed that the mobility in reservoirs are high and that the gas density is 0.26 g/cc. Apart from weak oil shows in the Brent reservoir a weak oil show (very weak light yellow direct and cut fluorescence) was recorded at 1390 m.
    One 54 m core with 100% recovery was cut from 2690 m down to 2744 m covering most of the Brent reservoir sands. MDT gas samples with condensate were taken at 2708 m and at 2689 m.
    Well 25/5 - 7 was plugged back to 2253 m on 24 October 2010. This part of the well bore was permanently abandoned as a gas/condensate discovery. The top hole was designed for re-entry and sidetracking as a producer. The producer 25/5-D-1 H was drilled in 2012.
    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]
    1170.00
    3045.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2690.0
    2744.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    54.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2130.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2305.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2315.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2325.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2335.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2345.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2355.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2365.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2375.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2385.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2485.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2495.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PPC DSI HNGS EDTC
    2561
    3003
    HNGS APS LDS PPC MSIP PPC
    100
    2566
    MDT
    2685
    2880
    MWD LWD - ABG GR RES PWD DI
    1160
    2496
    MWD LWD - DI
    141
    227
    MWD LWD - GR RES PWD DI
    227
    1160
    MWD LWD - GR RES PWD DI
    2496
    2570
    MWD LWD - RES DGR PWD IDS DI
    2684
    3045
    MWD LWD - RES GR PWD
    2570
    2690
    SGT APS LDS CMR
    2610
    2781
    SGT USIT CBL
    0
    0
    UBI OBMI EDTC
    2568
    2781
    VSI GR
    141
    2884

  • 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
    220.0
    36
    223.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1149.0
    17 1/2
    1157.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2560.0
    12 1/4
    2570.0
    1.60
    LOT
    OPEN HOLE
    3045.0
    8 1/2
    3045.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    158
    1.04
    16.0
    ManualEntry
    227
    1.03
    15.0
    ManualEntry
    438
    1.20
    20.0
    ManualEntry
    1160
    1.21
    18.0
    ManualEntry
    1165
    1.21
    21.0
    ManualEntry
    2280
    1.21
    21.0
    ManualEntry
    2444
    1.17
    23.0
    ManualEntry
    2496
    1.30
    31.0
    ManualEntry
    2570
    1.30
    28.0
    ManualEntry
    2633
    1.13
    18.0
    KCl mud
    2727
    1.11
    Sodium chloride
    3040
    1.15
    22.0
    ManualEntry
    3045
    1.16
    20.0
    ManualEntry

  • 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
    0.23