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

25/1-4

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.
    25/1-4
    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.
    25/1-4
    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.
    108-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.
    01.04.1974
    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.
    30.05.1974
    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.
    30.05.1976
    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.
    29.06.2004
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    107.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2795.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    76
    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.
    HARDRÅDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 59' 52.51'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 15' 54.8'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6651562.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    459011.74
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    350

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 25/1-4 was located on a lower Eocene structure straddling the 25/1 and 30/10 blocks limit, north-east of the main Frigg Field. It was drilled to explore additional gas reserves in the Frigg area. A "Bright spot" phenomenon interpreted as a gas/oil or water table is clearly visible on all the seismic sections crossing the structure. Possible Danian and Maastrichtian reservoirs were considered secondary objectives.
    Operations and results
    áWell 25/1-4 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Driller on 1 April 1974 and drilled to TD at 2795 m in Maastrichtian marls.
    The top of the Eocene reservoir (Frigg Formation) at 1967.8 was detected by C1 traces (maximum 3%). Based on shows on cores and electrical logs gas/oil and oil/water contacts were found at 2005.6 m and 2009 m, respectively. The contacts were not the same as on the Frigg Field, implying that this discovery was not in communication with the main Frigg Field. Background gas was weak to nil below 2010 and cuttings or sidewall cores below this depth showed no direct fluorescence or cut. Paleocene was penetrated at 2058 m with well-developed sand bodies as is usual in the area. Hence, the Paleocene contained 190 m net sands of which 25 m consisted of calcareous sandstone and 90 m of shaly sands. All Paleocene sands were water wet. In the Maastrichtian chalk some gas shows were recorded on the section 2757 m to 2763 m. Some hydrocarbon saturation was inferred by logs, but an FIT at 2760 m recovered 2.750 l of mud with only oil traces after a 25 minutes flow period.
    Coring started at 1922 m, 45.8 m above the Eocene sands. Eight conventional cores were cut from this point down to 2028 m. Two wire line tests were conducted in the oil-bearing zone at 2006.5 m and 2007.5 m. The latter recovered 5.15 l of oil and 4.75 l of mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 30 May 1974 as an oil and gas discovery.
    Testing
    One drill stem test was carried out through the 7" liner in the Eocene gas zone (perforations at 1991.20 m to 1995.8 m, 1983.20 m to 1987.2, and 1969.7 m to 1974.3 m). Gas flow was stabilized around 610000 m3/day on 3/4" choke (with 5.04 Sm3 associated condensate/day) and 831400 m3/day on a 1" choke (5.04 Sm3 associated condensate/day).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    450.00
    2795.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1922.0
    1933.0
    [m ]
    2
    1935.5
    1949.5
    [m ]
    3
    1953.5
    1970.5
    [m ]
    4
    1970.5
    1976.5
    [m ]
    5
    1984.0
    1990.0
    [m ]
    6
    1993.0
    1999.0
    [m ]
    7
    2001.0
    2010.0
    [m ]
    8
    2010.0
    2023.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    82.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    164.0
    36
    166.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    424.0
    17 1/2
    425.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1907.0
    12 1/4
    1910.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2795.0
    8 1/2
    2795.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1969
    1995
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    5
    610000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1250
    1907
    CBL
    1758
    2051
    CCL PERF
    1969
    1974
    CCL PERF
    1983
    1987
    CCL PERF
    1991
    1995
    DLL
    1907
    2786
    FDC CNL
    1907
    2078
    FDC CNT
    1907
    2770
    GR
    132
    420
    GR SL
    420
    1919
    GR SL
    1907
    2077
    GR SL
    1907
    2792
    HDT
    1907
    2791
    IES
    425
    1920
    IES
    1907
    2078
    IES
    1907
    2770
    MLL ML
    1907
    2770
    SWC
    2067
    2793
    SWC
    2067
    2793

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    133
    952
    1968
    2058
    2058
    2316
    2561
    2643
    2687
    2687

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.32

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.76
    PDF
    8.36
    PDF
    0.35
    PDF
    5.39
    pdf
    3.22
    PDF
    11.32
    PDF
    5.75
    PDF
    0.96
    PDF
    0.62
    PDF
    1.87
    PDF
    0.42
    PDF
    11.21
    PDF
    3.56

  • 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
    0.25

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    920
    1.30
    60.0
    12.0
    water based
    1840
    1.38
    75.0
    12.0
    water based
    1930
    1.25
    47.0
    12.0
    water based
    2028
    1.25
    48.0
    14.0
    water based
    2563
    1.25
    46.0
    10.0
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1780.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    1820.0
    [m]
    DC
    1840.0
    [m]
    DC
    1860.0
    [m]
    DC
    1880.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    1921.0
    [m]
    DC
    1925.0
    [m]
    C
    IGS
    1941.0
    [m]
    C
    IGS
    1954.0
    [m]
    C
    IGS
    1970.0
    [m]
    C
    IGS
    1976.0
    [m]
    C
    IGS
    2035.0
    [m]
    DC
    2055.0
    [m]
    DC
    2067.0
    [m]
    SWC
    2075.0
    [m]
    DC
    2095.0
    [m]
    DC
    2115.0
    [m]
    DC
    2119.0
    [m]
    SWC
    2135.0
    [m]
    DC
    2155.0
    [m]
    DC
    2175.0
    [m]
    DC
    2176.0
    [m]
    SWC
    2195.0
    [m]
    DC
    2215.0
    [m]
    DC
    2235.0
    [m]
    DC
    2247.0
    [m]
    SWC
    2255.0
    [m]
    DC
    2275.0
    [m]
    DC
    2300.0
    [m]
    DC
    2320.0
    [m]
    DC
    2340.0
    [m]
    DC
    2360.0
    [m]
    DC
    2371.0
    [m]
    SWC
    2380.0
    [m]
    DC
    2400.0
    [m]
    DC
    2420.0
    [m]
    DC
    2440.0
    [m]
    DC
    2445.0
    [m]
    DC
    2450.0
    [m]
    DC
    2455.0
    [m]
    DC
    2460.0
    [m]
    DC
    2465.0
    [m]
    DC
    2480.0
    [m]
    DC
    2482.0
    [m]
    SWC
    2500.0
    [m]
    DC
    2512.0
    [m]
    SWC
    2520.0
    [m]
    DC
    2532.0
    [m]
    SWC
    2540.0
    [m]
    DC
    2557.0
    [m]
    SWC
    2557.0
    [m]
    SWC
    2565.0
    [m]
    DC
    2603.0
    [m]
    SWC
    2630.0
    [m]
    SWC
    2673.5
    [m]
    SWC
    2745.0
    [m]
    SWC
    2789.0
    [m]
    SWC
    2793.0
    [m]
    SWC