Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-19 S

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.
    25/11-19 S
    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.
    25/11-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    B88 Inline 207 Xline 687
    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.
    811-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    25
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.04.1995
    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.
    18.05.1995
    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.
    18.05.1997
    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/GAS
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    129.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2250.0
    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).
    2044.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    39.16
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 12' 48.48'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 24' 6.88'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6564126.95
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    465849.93
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2562

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-19 S was drilled on Licence 001, awarded in the first licence round in 1965. It was the last appraisal well on the Balder Field before it was decided to go ahead with Plan for Development in 1995. The well was located to penetrate the top reservoir of " Balder Mound 6" in a well-defined structurally high position. The primary target was a massive sand in the Hermod Formation; the secondary target was the Eocene Balder Formation Sand. The general objective of well 25/11-19 S was to reduce the range of uncertainty associated with the reserve basis for Balder Mound 6. The well was drilled as a directional well for potential re-entry as a future horizontal producer.
    Operations and results
    Appraisal well 25/11-19 S was spudded with the semi-submersible installation "Vildkat Explorer" on 24 April 1995 and drilled to TD at 2250 m (2019 m TVD SS) in Triassic (Late Rhaetian) sediments of the Statfjord Formation. The well was drilled with seawater spud mud down to 1015 m and with oil based "Safemul" mud from 1015 m to TD. Shallow gas was neither prognosed nor observed. The well was drilled vertically down to 1032 m before starting to build angle and at top of the primary target, the Hermod sand, the deviation was 38.2 deg. . An 8 1/2" inch hole was drilled to an intermediate depth of 2096 m where an extensive wire line logging program was performed. Then an 8 1/2" hole was drilled to TD of 2250 m and final logging was performed. The 25/11-19 S confirmed oil in the Hermod sand. A good oil water contact was defined by wire line logs, extensive MDT sampling and pressures at 1922.5 m (1760.5 m TVD SS) in the Hermod reservoir sand. Furthermore, gas reserves were proved in the secondary target, the Balder Formation sand, and pressure data indicated a potential GOC at 1839.2 m (1694.8 m TVD SS). Three cores were cut in the Sele and Hermod Formations from 1871 to 1937 m. Wire line fluid samples were taken at 9 different depths using the MDT tool: gas was sampled at 1815.5 m, 1815.6 m, 1816.1 m, and 1834.1 m in the Balder Formation; oil was sampled at 1898 m, 1901.9 m, and 1920 m in the Hermod Formation; and water was sampled at 1182.7 m& in the Skade Formation and at 1961.6 m in the Hermod Formation. The well was plugged below the 13 3/8" casing and temporarily abandoned for possible re-entry as a horizontal oil producer. The well (25/11-19 S R) was re-entered and plugged using the semi-submersible installation "West Alpha" on 1 May 1997. It was permanently abandoned as an oil and gas appraisal well on 6 May 1997.
    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]
    1020.00
    2250.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1871.0
    1889.4
    [m ]
    2
    1889.4
    1908.5
    [m ]
    3
    1908.5
    1936.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    65.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1871-1875m
    Kjerne bilde med dybde: 1875-1879m
    Kjerne bilde med dybde: 1879-1883m
    Kjerne bilde med dybde: 1883-1887m
    Kjerne bilde med dybde: 1887-1889m
    1871-1875m
    1875-1879m
    1879-1883m
    1883-1887m
    1887-1889m
    Kjerne bilde med dybde: 1889-1893m
    Kjerne bilde med dybde: 1893-1897m
    Kjerne bilde med dybde: 1897-1901m
    Kjerne bilde med dybde: 1901-1905m
    Kjerne bilde med dybde: 1905-1908m
    1889-1893m
    1893-1897m
    1897-1901m
    1901-1905m
    1905-1908m
    Kjerne bilde med dybde: 1908-1912m
    Kjerne bilde med dybde: 1912-1916m
    Kjerne bilde med dybde: 1916-1920m
    Kjerne bilde med dybde: 1920-1924m
    Kjerne bilde med dybde: 1924-1928m
    1908-1912m
    1912-1916m
    1916-1920m
    1920-1924m
    1924-1928m
    Kjerne bilde med dybde: 1928-1932m
    Kjerne bilde med dybde: 1932-1936m
    Kjerne bilde med dybde: 1936-1937m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1928-1932m
    1932-1936m
    1936-1937m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1030.6
    [m]
    SWC
    STRATLAB
    1064.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1159.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1291.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1296.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1311.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1325.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1329.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1331.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1351.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1374.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1393.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1405.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1435.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1456.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1462.2
    [m]
    SWC
    STRATL
    1520.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1546.4
    [m]
    SWC
    STRATL
    1678.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1738.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1760.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1777.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1785.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1790.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1792.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1795.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1798.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1803.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1808.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1813.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1821.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1823.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1834.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1847.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1860.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1860.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1866.4
    [m]
    SWC
    STRATL
    1872.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1881.9
    [m]
    SWC
    STRATL
    1887.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1895.8
    [m]
    SWC
    STRATL
    1901.8
    [m]
    SWC
    STRATL
    1910.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1916.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    1928.8
    [m]
    SWC
    STRATL
    1931.7
    [m]
    SWC
    STRATL
    1988.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    1992.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    2000.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2005.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    2026.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2031.5
    [m]
    SWC
    STRATL
    2042.9
    [m]
    SWC
    STRATL
    2047.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2170.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2180.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2190.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2195.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2200.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2210.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2220.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2230.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2240.0
    [m]
    SWC
    STRATL
    2250.0
    [m]
    SWC
    STRATL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.42

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    82.40

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT LDT APS HNGS NGT
    1000
    2093
    CST GR
    1030
    2230
    LDT CNL DSI GR
    1793
    2248
    MDT GR
    1081
    1983
    MDT GR
    1179
    1920
    MDT GR
    1855
    2232
    MWD - GR RES DEN NEU DIR
    1015
    2250
    MWD - GR RES DIR
    229
    1015
    UBI DSI GR
    1000
    2096
    VSP-MULTI TOOL
    1000
    2145

  • 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
    227.0
    36
    230.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1000.0
    17 1/2
    1015.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2250.0
    8 1/2
    2250.0
    1.60
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    229
    1.13
    DUMMY
    230
    1.08
    DUMMY
    950
    1.08
    DUMMY
    1018
    1.42
    53.0
    WATER BASED
    1224
    1.35
    49.0
    OIL BASED
    1718
    1.37
    50.0
    WATER BASED
    1871
    1.37
    37.0
    OIL BASED
    1909
    1.37
    44.0
    OIL BASED
    1937
    1.37
    40.0
    OIL BASED
    2096
    1.37
    49.0
    OIL BASED
    2250
    1.37
    65.0
    OIL BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1908.56
    [m ]
    1910.13
    [m ]
    1910.80
    [m ]
    1911.80
    [m ]
    1912.85
    [m ]
    1913.80
    [m ]
    1914.80
    [m ]
    1915.85
    [m ]
    1917.14
    [m ]
    1917.80
    [m ]
    1919.15
    [m ]
    1922.93
    [m ]
    1924.38
    [m ]
    1935.30
    [m ]
    1921.30
    [m ]
    1921.05
    [m ]
    1920.05
    [m ]
    1922.05
    [m ]
    1922.85
    [m ]
    1923.35
    [m ]
    1925.30
    [m ]
    1926.40
    [m ]
    1928.05
    [m ]
    1932.05
    [m ]
    1934.05
    [m ]

  • 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