Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-24

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.
    25/11-24
    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
    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.
    25/11-24
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey (NH9301):inline 1691 & crossline 2462
    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 Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1131-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    40
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.02.2007
    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.
    29.03.2007
    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.
    29.03.2009
    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.
    29.03.2009
    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.
    OIL
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL FM
    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.
    JURASSIC
    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.
    STATFJORD GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    114.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2117.0
    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).
    2117.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    81
    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.
    EARLY JURASSIC
    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° 6' 12.68'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 20' 27.73'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6551916.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    462253.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5470

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 25/11-24 was drilled to test the Midway prospect in PL 169 and PL 028C. Midway is located south of Balder and south west of the Grane field. The main reservoir target of the well was the Heimdal sand mound, located close to the eastern pinch-out of a Tertiary submarine fan system on the western margin of the Utsira High. The primary objective was to prove commercial hydrocarbon resources within the Lista, Sele and/or Balder formations and to establish the oil-water contact. The well was located within a closure at top Jurassic level, and a secondary objective was to test the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Well 25/11-24 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 18 February 2007 and drilled to TD at 2117 m in Early Jurassic sediments of the Statfjord Formation. No significant technical problems were encountered in the operations. The well was drilled with sea water down to 1106 m and with a polymer/KCl/glycol mud from 1106 m to TD.
    The Rogaland Group was encountered at 1718 m. A thick Heimdal sand with excellent reservoir properties was encountered at 1788 m. It had had an insignificant (1-2 metres) oil column at the top, but was otherwise water-filled. The Heimdal sand is depleted, probably due to production from surrounding fields. Insignificant amounts of injection and/or deposited sands were observed above the main Heimdal sand (in Balder/Sele/Lista). The injections sands had oil shows and were interpreted as oil bearing. The injection sand in Balder was not in pressure communication with the Heimdal sand. In top of the Statfjord formation, a 4 meter oil column was encountered. The oil was light (0.726 g/cc) and the reservoir properties were good. Below the good oil zone the reservoir was highly laminated. The pressure analysis showed a situation with oil-down-to at 2033 m and water-up to at 2048.5 m, where the oil and the water were not in communication.
    No conventional cores were taken. A complex MDT tool string for combined formation pressure measurements, fluid sampling/scanning and minitest/VIT was run. Forty-three pretests were attempted, of which 31 were regarded as good, 7 were dry and 5 lost seal. At 2029.5 m in the Statfjord Formation, four good fluid samples (1x 2 3/4 gal sample chamber and 3x450cc bottles) were taken. Fluid sampling in the Heimdal Formation was abandoned due to bad weather.
    The well was permanently abandoned on 29 March 2007 as an oil discovery.
    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]
    1110.00
    2117.20

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1210.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1230.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1250.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1270.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1290.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1310.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1330.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1350.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1370.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1390.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1410.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1430.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1450.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1471.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1490.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1510.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1530.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1551.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1570.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1590.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1610.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1630.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1650.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1662.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1674.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1686.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1695.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1704.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1710.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1719.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1728.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1740.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1749.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1758.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1767.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1776.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1785.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1797.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1809.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1821.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1833.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1845.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1869.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1884.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1890.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1905.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1926.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1938.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1944.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1956.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1962.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2001.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2007.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2013.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2022.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2024.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2029.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2029.1
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2031.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2034.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2037.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2038.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2044.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2047.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2060.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2062.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2073.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2082.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2091.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2097.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2103.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2109.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2117.2
    [m]
    DC
    HYDRO

  • Litostratigrafi

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

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.07
    pdf
    0.09
    pdf
    2.69

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR GR
    1650
    2110
    MDT GR
    1722
    2103
    MSCT GR
    1888
    2024
    MSCT GR
    2027
    2103
    MWD LWD - DIR
    140
    225
    MWD LWD - DIR
    225
    1110
    MWD LWD - DIR GR RES
    225
    880
    MWD LWD - DIR GR RES
    1110
    2117
    PEX HRLA ECS
    760
    1642
    PEX HRLA SP ECS CMR
    1523
    2057
    SON SCANNER FMI GR
    295
    1643

  • 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
    219.0
    36
    219.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1101.0
    26
    1106.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1642.0
    12 1/4
    1650.0
    1.70
    LOT
    OPEN HOLE
    2117.0
    8 1/2
    2117.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1106
    1.29
    24.0
    WATER BASED
    1196
    1.29
    26.0
    WATER BASED
    1650
    1.35
    33.0
    WATER BASED
    1650
    1.35
    32.0
    WATER BASED
    1819
    1.22
    32.0
    WATER BASED
    2003
    1.22
    31.0
    WATER BASED
    2117
    1.22
    31.0
    WATER BASED
    2117
    1.35
    28.0
    WATER BASED