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

25/5-3

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.
    25/5-3
    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
    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.
    25/5-3
    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.
    627-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    59
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.01.1990
    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.
    26.03.1990
    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.
    26.03.1992
    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.
    15.08.2008
    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.
    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.
    HUGIN FM
    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.
    118.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2900.0
    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).
    2900.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    94
    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° 35' 8.01'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 37' 46.94'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6605469.05
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    479087.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1488

  • Brønnhistorie
    Wildcat well 25/5-3 is located on the Utsira High, ca 15 km south-south-east of the Frøy Field in the North Sea. The main target was a prospect at Middle Jurassic level. Early Palaeocene sandstones and Early Jurassic Statfjord sandstones were secondary targets. For all targets the expected fluid was oil.
    Operations and results
    Well 25/5-3 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 27 January 1990 and drilled to TD at 2900 m in the Triassic Group. No significant problems were encountered in the operations. The top hole down to 200 m was drilled with sea water. The reservoirs were drilled with sea water / KCl / polymers.
    Two massive, clean, sandstone intervals (22 and 61 m) were found between 2211 and 2310 m in the basal Tertiary (Ty Formation). The sands were separated by a shaly layer and were water bearing (no shows at all). The Vestland Group reservoir was 69 m thick (2384-2453 m) and consisted of sandstones, generally fine grained, clean, occasionally micaceous/shaly and calcareous cemented. It was gas-bearing at top (gas column 42 m). The gas-water contact was found at 2426 m, based on logs and RFT pressures. Oil shows were observed on two sidewall cores at 2425 and 2428.7 m, but the amount of hydrocarbons (Iatroscan) obtained by geochemical studies were very low. No evidence of an oil zone could be seen on the RFT plot. The upper 21 m had very good reservoir qualities with porosities above 25%, and average horizontal and vertical permeabilities of Kh = 363 mD and Kv = 236 mD, respectively. The basal part had porosities around 20 %. For the total Brent the N/G was ca 77 %. The Statfjord Formation was 139 m thick (2613-2752 m) and consisted of alternating sandstones and shales. The N/G was around 63 % with an average porosity of 25 % for the reservoir levels. Some sandy levels had very good petrophysical characteristics (permeabilities above one Darcy). These reservoirs were water bearing. Apart from the two questionable oil shows at the base of the gas zone no oil shows were recorded in the well.
    Two conventional cores were cut. One was cut from 2386 to 2404 m in the Hugin Formation, and the other from 2615 to 2628 m in the Statfjord Formation. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 26 March 1990 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    The top Vestland Group reservoir was perforated and tested in the interval 2386 - 2405 m. Maximum flow was 585 000 m3 of gas with ca 120 Sm3 condensates /day through a 40/64" choke. The GOR was 5100 - 6200 m3/m3 depending on the separator temperature. The condensate density was 0.755 - 0.766 g/cm3 and the gas gravity (air = 1) was 0.678 - 0.692. The temperature at end of build-up was 85 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1040.00
    1900.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2386.0
    2403.8
    [m ]
    2
    2615.0
    2638.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    41.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2391-2396m
    Kjerne bilde med dybde: 2396-2410m
    Kjerne bilde med dybde: 2401-2403m
    Kjerne bilde med dybde: 2386-2391m
    Kjerne bilde med dybde: 2615-2620m
    2391-2396m
    2396-2410m
    2401-2403m
    2386-2391m
    2615-2620m
    Kjerne bilde med dybde: 2620-2625m
    Kjerne bilde med dybde: 2625-2628m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2620-2625m
    2625-2628m

  • 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
    2386.00
    2405.00
    08.03.1990 - 00:00
    YES

  • 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
    138.5
    36
    140.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1176.0
    17 1/2
    1180.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2350.0
    12 1/4
    2355.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2615.0
    8 1/2
    2900.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2405
    2336
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    15.000
    23.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    57
    585000
    0.800
    0.750
    5100

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    148
    1176
    CST GR
    1812
    2296
    CST GR
    2353
    2858
    DIL DDBHC GR AMS SP
    1154
    2327
    DIL DDBHC GR SP
    2230
    2884
    DIL MSFL GR
    2351
    2481
    FMS GR AMS
    2351
    2790
    LDL CNL NGL AMS
    2351
    2882
    LDL GR AMS
    1154
    2327
    MWD - GR RES DIR
    200
    2900
    RFT GR AMS
    2386
    2638
    SHDT GR AMS
    1170
    2318
    VSP
    1100
    2800

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.07
    pdf
    1.18
    pdf
    1.49

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    8.40
    PDF
    105.50
    PDF
    11.36

  • 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
    0.16

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    255
    1.07
    WATER BASED
    30.01.1990
    369
    1.07
    WATER BASED
    31.01.1990
    825
    1.07
    WATER BASED
    01.02.1990
    1008
    1.07
    WATER BASED
    02.02.1990
    1303
    1.25
    22.0
    10.7
    WATER BASED
    09.02.1990
    2349
    1.30
    27.0
    19.6
    WATER BASED
    12.02.1990
    2615
    1.12
    24.0
    12.2
    WATER BASED
    19.02.1990
    2827
    1.15
    26.0
    11.2
    WATER BASED
    21.02.1990
    2900
    1.15
    27.0
    14.2
    WATER BASED
    23.02.1990