Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/1-9

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.
    25/1-9
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    25/1-9
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    528-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.09.1986
    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.
    12.10.1986
    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.
    12.10.1988
    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.
    27.02.2004
    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
    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.
    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.
    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.
    FRIGG FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    112.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2807.0
    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).
    2807.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    88
    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.
    JORSALFARE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 50' 13.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 13' 30.24'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6633671.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    456562.10
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1001

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/1-9 was drilled nearby and south of the Frigg structure close to the UK boarder, and was designed to prove possible hydrocarbon accumulation in the Frigg Formation and "Cod" sandstone (Intra Balder Formation Sandstone). A main objective was to verify the seismo-stratigraphic interpretation in block 25/1. In addition, the well was expected to obtain valuable data input to the Frigg Field reservoir simulation study. The prognosed depth was 2813 m, 50 m into the Shetland Group.
    Operations and results
    Wildcat well 25/1-9 was spudded with Wi1h. Wi1helmsen installation Treasure Scout 9 September 1996 and drilled to TD at 2807 m in the Late Cretaceous Hardråde Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 990 m, with KCl/polymer mud from 990 m to 1965 m, and with PAC/polymer/seawater from 1965 m to TD
    The Frigg Formation was encountered at 2035 m. It consisted of very fine to fine, hard sandstones with poor reservoir characteristics down to 2051 m. From 2051 m to 2199 m the lithology was predominantly massive sandstone with excellent reservoir characteristics. Occasional stringers of claystone and what was interpreted as concretions of calcite-cemented sandstone occurred throughout the section. The lower part, from 2196 m to 2237 m was claystone with a3 m conglomerate at the base.
    Hydrocarbons were encountered in the Frigg Formation with 2.6 m net pay of gas down to 2054 m and 6.9 m net pay oil down to a free water level at 2063 m. RFT pressure measurements gave an oil gradient corresponding to a fluid density of 0.81 g/cm3. Pore pressure indicated pressure depletion due to production from the Frigg Field. RFT data indicated that the Frigg Formation contains small reserves and the discovery was considered uneconomic.
    The gas/oil contact was defined at 2054 m, and the oil/water contact at 2063 m. Only very weak shows were recorded in the underlying water zone and Intra Balder Formation Sandstone. Two segregated fluid samples were taken, one in the gas zone and one in the oil zone. Four cores were cut in the interval 2048 - 2111 m, and one core was cut in the interval 2234 - 2256 m. The Frigg Formation came in at 2035 m as prognosed. The well was permanently abandoned as an oil and gas discovery 12 October 1986.
    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]
    1000.00
    2807.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2048.0
    2049.2
    [m ]
    2
    2049.5
    2068.0
    [m ]
    3
    2068.0
    2087.2
    [m ]
    4
    2088.5
    2107.0
    [m ]
    5
    2234.0
    2255.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    78.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2048-2049m
    Kjerne bilde med dybde: 2049-2053m
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2058m
    Kjerne bilde med dybde: 2059-2063m
    Kjerne bilde med dybde: 2064-2067m
    2048-2049m
    2049-2053m
    2054-2058m
    2059-2063m
    2064-2067m
    Kjerne bilde med dybde: 2068-2072m
    Kjerne bilde med dybde: 2073-2077m
    Kjerne bilde med dybde: 2078-2082m
    Kjerne bilde med dybde: 2083-2087m
    Kjerne bilde med dybde: 2088-2092m
    2068-2072m
    2073-2077m
    2078-2082m
    2083-2087m
    2088-2092m
    Kjerne bilde med dybde: 2093-2097m
    Kjerne bilde med dybde: 2098-2102m
    Kjerne bilde med dybde: 2103-2107m
    Kjerne bilde med dybde: 2234-2238m
    Kjerne bilde med dybde: 2239-2243m
    2093-2097m
    2098-2102m
    2103-2107m
    2234-2238m
    2239-2243m
    Kjerne bilde med dybde: 2244-2248m
    Kjerne bilde med dybde: 2249-2253m
    Kjerne bilde med dybde: 2254-2255m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2244-2248m
    2249-2253m
    2254-2255m

  • 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
    221.0
    36
    221.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    974.0
    26
    990.0
    1.33
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1947.0
    17 1/2
    1965.0
    1.74
    LOT
    OPEN HOLE
    2807.0
    12 1/4
    2807.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    865
    1947
    CST
    1968
    2764
    CST
    1968
    2347
    DIL LSS GR SP
    975
    1915
    DIL LSS GR SP
    1947
    2776
    DIL LSS SP GR
    1947
    2749
    DLL MSFL NSG SP GR
    2025
    2300
    LDL CNL GR CAL
    1947
    2756
    LDL GR CAL
    975
    1915
    MWD - GR RES DIR
    135
    2807
    NGS
    2025
    2300
    RFT
    2052
    2056
    RFT
    2052
    2736
    RFT
    2054
    2547
    SHDT
    1947
    2757
    VSP
    1000
    2780

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.36

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.25

  • 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
    0.21
    pdf
    0.24

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    170
    1.03
    WATER
    14.10.1986
    221
    1.15
    WATER
    09.09.1986
    453
    1.15
    WATER
    10.09.1986
    621
    1.03
    WATER
    14.09.1986
    990
    0.00
    WATER
    14.09.1986
    990
    0.00
    14.0
    7.0
    WATER
    15.09.1986
    990
    1.15
    WATER
    11.09.1986
    1034
    1.13
    10.0
    7.0
    WATER
    16.09.1986
    1300
    1.15
    14.0
    11.0
    WATER
    17.09.1986
    1715
    1.16
    13.0
    10.0
    WATER
    18.09.1986
    1797
    1.09
    16.0
    9.0
    WATER
    09.10.1986
    1940
    1.16
    12.0
    10.0
    WATER
    21.09.1986
    1965
    1.20
    14.0
    8.0
    WATER
    21.09.1986
    1965
    0.00
    14.0
    10.0
    WATER
    21.09.1986
    1965
    0.00
    14.0
    10.0
    WATER
    22.09.1986
    1974
    1.08
    10.0
    9.0
    WATER
    23.09.1986
    2050
    1.08
    13.0
    10.0
    WATER
    24.09.1986
    2089
    1.08
    15.0
    8.0
    WATER
    25.09.1986
    2111
    1.08
    14.0
    9.0
    WATER
    28.09.1986
    2234
    1.08
    17.0
    13.0
    WATER
    28.09.1986
    2244
    1.08
    18.0
    13.0
    WATER
    28.09.1986
    2319
    1.08
    18.0
    12.0
    WATER
    29.09.1986
    2511
    1.08
    18.0
    14.0
    WATER
    30.09.1986
    2602
    1.09
    18.0
    14.0
    WATER
    01.10.1986
    2702
    1.09
    18.0
    12.0
    WATER
    02.10.1986
    2723
    1.09
    17.0
    11.0
    WATER
    05.10.1986
    2807
    1.08
    19.0
    13.0
    WATER
    05.10.1986
    2807
    0.00
    19.0
    12.0
    WATER
    05.10.1986
    2807
    0.00
    16.0
    11.0
    WATER
    07.10.1986
    2807
    0.00
    15.0
    11.0
    WATER
    08.10.1986
    2807
    0.00
    16.0
    12.0
    WATER
    06.10.1986

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2055.0
    [m]
    C
    R.R.I
    2076.0
    [m]
    C
    R.R.I
    2090.0
    [m]
    C
    R.R.I
    2200.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2216.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2232.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2235.0
    [m]
    C
    R.R.I
    2240.0
    [m]
    C
    R.R.I
    2253.0
    [m]
    C
    R.R.I
    2254.0
    [m]
    C
    R.R.I
    2261.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2287.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2334.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2340.5
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2347.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2369.5
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2377.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2385.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2393.5
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2407.5
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2416.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2427.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2443.0
    [m]
    SWC
    R.R.I