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

25/4-5

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.
    25/4-5
    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).
    APPRAISAL
    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.
    25/4-5
    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.
    254-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    273
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.06.1980
    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.
    26.03.1981
    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.
    26.03.1983
    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.
    15.02.2006
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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.
    MIDDLE 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.
    SLEIPNER FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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).
    25.3
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    121.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4355.0
    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).
    4355.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 34' 4.75'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 11' 39.21'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6603729.89
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454469.52
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    201

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/4-5 was drilled ca 1 km SW of the 25/4-1 Heimdal Discovery well. The primary objective was to test the Vestland Group and the Statfjord Formation on a down-thrown panel west of the high drilled by the 25/4-1 well, which found several hydrocarbon bearing Jurassic levels in addition to the main Heimdal Discovery. The secondary objective was to appraise the gas-bearing section in the Paleocene Heimdal Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 25/4-5 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 26 June 1980 and drilled to TD at 4355 m in the Triassic Smith Bank Formation. Operations were interrupted by a strike that led to 4.5 days down time.
    The Heimdal reservoir was found at 2150 m with gas down to a GOC at 2172 m and a 7 m oil column down to the oil-water contact at 2179 m. Drill with 8 1/2" bit from 3600 m to 4198.5 m When running in hole in the 8 1/2" section the bit stuck at 4174. The hole was then backed off to 3891 m and a technical sidetrack was made from 3769 m.
    A 128 m thick Vestland Group was penetrated from 3692 m to 3820 m. The Hugin and Sleipner formations were found water bearing with residual hydrocarbons with the exception of a thin oil bearing interval from 3777.5 m to 3781.5 m. RFT sampling over this zone indicated a water gradient, but an RFT fluid sample recovered both oil (0.25 l) and gas (139 l).
    The Statfjord was encountered at 3949 m and was 178 m thick. It contained sandstones in the upper 50 m and in the interval from 4064 to 4098 m. The upper interval could be interpreted as hydrocarbon bearing. Direct fluorescence (yellow) and cuts (yellow -pale blue) were observed on the cores from this formation, and migrated hydrocarbons were also found by post-well organic geochemical analyses. Tests (DST and RFT) recovered only water.
    The triassic Group contained a 50 meters sandstone reservoir, which was drilled with good shows. The tests showed that the sandstones had to be considered as tight, producing only small volumes of water.
    Nine cores were cut between 2130 and 2235 m in the Lista and Heimdal Formations, 2 cores were cut between 3695 and 3730.7 m in the Hugin Formation, 4 cores were cut between 3954.5 m and 4014.6 m in the Statfjord Formation, and two cores were cut from 4140 m to 4158 m and 4183.5 m to 4198.5 m in the Skagerrak Formation. Wire line fluid samples (FIT and RFT) were taken at 3698 m (water without gas), 3779.2 m (139 l gas and 0.25 l oil), 3779.5 m (85 l gas and 2 l water), 4072 m (water without gas), 3996.8 m (water without gas), and at 4160 m (81 l gas and 10 l water).
    The well was permanently abandoned on 26 March 1981 as a gas and oil appraisal well.
    Testing
    The Heimdal Formation was not tested. Three drill stem tests were conducted in the Jurassic and Triassic. DST 1 from 4154 m to 4176 m in the Triassic Skagerrak Formation did not produce any reservoir fluid to surface, even after acid treatment. Tight reservoir was concluded. DST2 from 3960 m to 3999 m in the middle Statfjord Formation produced water with gas bubbles at a rate of 19 Sm3/day. DST3 in the upper Statfjord Formation produced water with gas bubbles at a rate of 34 Sm3/day.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    211.00
    4332.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2130.0
    2146.0
    [m ]
    2
    2148.0
    2152.0
    [m ]
    3
    2154.5
    2158.0
    [m ]
    4
    2158.0
    2172.8
    [m ]
    5
    2172.0
    2180.4
    [m ]
    6
    2181.0
    2190.9
    [m ]
    7
    2191.0
    2199.6
    [m ]
    8
    2200.0
    2218.0
    [m ]
    9
    2224.0
    2232.0
    [m ]
    10
    3695.0
    3713.1
    [m ]
    11
    3713.0
    3730.8
    [m ]
    12
    3954.5
    3970.5
    [m ]
    13
    3971.5
    3984.0
    [m ]
    14
    3985.0
    3998.5
    [m ]
    15
    3998.5
    4014.5
    [m ]
    16
    4183.5
    4198.0
    [m ]
    17
    4140.0
    4158.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    217.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    TEST1
    4154.00
    4176.00
    WATER
    15.03.1981 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    4065.00
    4088.00
    WATER
    09.03.1981 - 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
    207.0
    36
    297.6
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    866.0
    26
    880.0
    1.45
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2817.0
    17 1/2
    2822.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3590.0
    12 1/4
    3600.0
    2.14
    LOT
    LINER
    7
    4250.0
    8 1/2
    4355.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4154
    4176
    0.0
    2.0
    4065
    4088
    0.0
    3.0
    3969
    3999
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    1950
    2821
    BGT
    3594
    3880
    BHC GR
    1400
    2188
    CBL VDL GR
    425
    2817
    CBL VDL GR
    1550
    3584
    DLL MSFL
    1950
    2235
    DLL MSFL
    3594
    4253
    FDC CNL GR
    866
    4355
    HDT
    1916
    2814
    HDT
    1950
    2821
    HDT
    3590
    4355
    ISF BHC GR
    267
    4355
    LDT CNL
    1950
    2821
    NGT
    1950
    2820
    NGT
    3590
    4355

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.83

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.19
    pdf
    0.78

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.42
    pdf
    1.60

  • 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
    0.12
    pdf
    0.26

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2396
    1.40
    30.0
    20.0
    seawater
    2448
    1.40
    30.0
    20.0
    seawater
    4080
    1.82
    46.0
    16.0
    seawater
    4355
    1.75
    seawater

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2033.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2166.0
    [m]
    DC
    RRI
    2238.0
    [m]
    DC
    RRI
    2266.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2356.0
    [m]
    DC
    RRI
    2378.0
    [m]
    DC
    RRI
    2404.0
    [m]
    DC
    RRI
    2428.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3700.18
    [m ]
    3703.58
    [m ]
    3711.16
    [m ]
    3718.06
    [m ]
    3722.80
    [m ]
    3729.30
    [m ]