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

25/6-2

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.
    25/6-2
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8603 - 411 & SP. 799
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    729-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    32
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.04.1992
    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.
    29.05.1992
    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.
    29.05.1994
    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
    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.
    DRY
    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
    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.
    119.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2392.0
    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).
    2390.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    82
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 33' 39.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 13.44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6602696.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    489849.43
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1949

  • Brønnhistorie
    General
    The well 25/6-2 is located in the southern part of block 25/6, approximately 175 km Northwest of Stavanger on the northern part of the Utsira High. Utsira High forms the southern part of western rim of the Horda Platform and lies between the South Viking Graben to the west and Stord Basin to the east.
    The main objectives for the well 25/6-2 were to test the hydrocarbon potential of the Paleocene Ty Formation in the Delta and Beta prospects and the extension of the Middle Jurassic Vestland Group discovery in well 25/6-1. The Ty Formation prospects were anticipated to comprise of clastic, gravity fan deposits.  The well location was in a position that would test both a mapped simple closure at this level and a larger stratigraphic trap interpreted to be characterised by sands pinching out to the south.
    Operations and results
    The well 25/6-2 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga the 26 April 1992 and drilled to TD at 2392 m in the Early Jurassic Drake formation. The well was drilled with seawater and gel down to 1046 m and with KCl mud from 1046 m to TD.
    The Nordland, Hordaland and Rogaland Groups consisted mainly of clays and claystones with minor sandstones. The Cromer Knoll Group consisted of limestone interbedded with claystones and marls, while the Viking Group consisted mainly of claystones as expected. The tops prognosed for the well were within the expected margin of error for the Top Balder and Top Shetland seismic markers.  However, the depths prognosed for the Top Ty Formation, base Cretaceous, top Vestland, and top Dunlin markers were off by as much as 65m.  Therefore, the top of the Vestland Group was encountered 39.5 m below the oil water contact in the Vestland discovery at 25/6-1. No hydrocarbons were encountered in any of the prospective intervals, and only one show was described from a single cutting sample recovered from the Vestland Group. No cores were cut and no fluid sample taken. The well was permanently abandoned as a dry well on 29 May 1992.
    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]
    250.00
    2392.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    490.0
    [m]
    DC
    RRI
    510.0
    [m]
    DC
    RRI
    530.0
    [m]
    DC
    RRI
    550.0
    [m]
    DC
    RRI
    570.0
    [m]
    DC
    RRI
    590.0
    [m]
    DC
    RRI
    610.0
    [m]
    DC
    RRI
    630.0
    [m]
    DC
    RRI
    650.0
    [m]
    DC
    RRI
    670.0
    [m]
    DC
    RRI
    970.0
    [m]
    DC
    RRI
    990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1010.0
    [m]
    DC
    RRI
    1030.0
    [m]
    DC
    RRI
    1051.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1070.0
    [m]
    DC
    RRI
    1085.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1118.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    DC
    RRI
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1265.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1419.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1478.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1575.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1635.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1723.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1802.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1923.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1934.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1985.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2025.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2045.0
    [m]
    DC
    RRI
    2056.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2105.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2115.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2135.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2146.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2155.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2165.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2175.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2185.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2207.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2215.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2225.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2235.0
    [m]
    DC
    RRI
    2241.0
    [m]
    DC
    RRI
    2247.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2253.0
    [m]
    DC
    RRI
    2259.0
    [m]
    DC
    RRI
    2268.0
    [m]
    DC
    RRI
    2274.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2283.0
    [m]
    DC
    RRI
    2286.0
    [m]
    DC
    RRI
    2289.0
    [m]
    DC
    RRI
    2292.0
    [m]
    DC
    RRI
    2298.0
    [m]
    DC
    RRI
    2304.0
    [m]
    DC
    RRI
    2306.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2316.0
    [m]
    DC
    RRI
    2319.0
    [m]
    DC
    RRI
    2322.0
    [m]
    DC
    RRI
    2325.0
    [m]
    DC
    RRI
    2328.0
    [m]
    DC
    RRI
    2329.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2334.0
    [m]
    DC
    RRI
    2337.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2343.0
    [m]
    DC
    RRI
    2346.0
    [m]
    DC
    RRI
    2348.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2349.0
    [m]
    DC
    RRI
    2352.0
    [m]
    DC
    RRI
    2358.0
    [m]
    DC
    RRI
    2361.0
    [m]
    DC
    RRI
    2367.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2376.0
    [m]
    DC
    RRI
    2382.0
    [m]
    DC
    RRI
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2388.0
    [m]
    DC
    RRI
    2392.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.31

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.86

  • 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
    0.40
    pdf
    0.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    15.22

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    1051
    2030
    CST
    2040
    2392
    DIL MSFL LSS LDL CNL GR
    2026
    2395
    DLL LSS LDL GR
    1030
    2040
    MDT
    2173
    2343
    MWD - GR DPR DIR
    194
    257
    MWD - GR DPR DIR
    257
    1041
    MWD - GR RES NEU DENS DIR
    2026
    2387
    MWD - GR RGD DIR
    1041
    2047
    SHDT
    2026
    2392
    VDL
    850
    2026
    VSP
    930
    2390

  • 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
    257.0
    36
    257.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1030.0
    26
    1031.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2026.0
    17 1/2
    2026.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    2392.0
    12 1/4
    2392.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    370
    1.14
    6.0
    WATER BASED
    798
    1.14
    4.0
    WATER BASED
    1045
    1.18
    20.0
    WATER BASED
    1328
    1.30
    22.0
    WATER BASED
    1388
    1.35
    25.0
    WATER BASED
    1609
    1.35
    31.0
    WATER BASED
    1740
    1.35
    32.0
    WATER BASED
    2050
    1.35
    35.0
    WATER BASED
    2225
    1.20
    24.0
    WATER BASED
    2266
    1.20
    26.0
    WATER BASED
    2392
    1.20
    26.0
    WATER BASED

  • 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