Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/2-4

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.
    25/2-4
    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.
    25/2-4
    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.
    129-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    160
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.05.1975
    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.
    20.10.1975
    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.
    20.10.1977
    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.
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    113.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4360.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    144
    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 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° 58' 44.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 22' 58.88'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6649378.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    465563.12
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    356

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/2-4 was drilled in the north west corner of block 25/2. It lies on the eastern flank of the Viking basin in the Viking Graben and to the east of the Frigg Field and Frigg Kitchen. The main targets was the Jurassic with a mapped seismic structure of 30 ms vertical closure and 30 square km acreage spreading on the Shell block 30/11. Well 25/2-4 was located on the west flank near the top of the structure. Agreement with Shell management was signed for a bottom hole contribution with obligation for the operator to reach the Triassic red shales or to set TD at 3360 m.
    The well is Reference Well for the Drake Formation.
    Operations and results
    Exploration well 25/2-4 was spudded with the semi-submersible installation Neptune 7 on 14 may 1975 and drilled to TD at 4384 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled water based with salt/gel/Flosal/seawater down to 733 m and with FCL/LC mud from 733 m to TD. At 3375 m the well kicked due to an under balanced hydrostatic mud pressure.
    The well penetrated Danian, Paleocene and Eoceneá sandstone sequences (Frigg Formation, Intra Balder Formation Sandstones, Hermod and Ty formations). All these sands were water wet without shows. In the Late Cretaceous limestones were found fairly well developed overlying a thick shaly and marly sequence with some more limestone levels, particularly in the Campanian and Turonian. The latter limestones contained significant shows, but a production test proved tight formation. The Kimmerian unconformity was penetrated at 3632 m with 8 m Draupne shale. In the Jurassic two reservoir sandstone sequences were encountered: the Vestland Group and the Statfjord Formation. The Vestland sequence was first interpreted as oil and gas bearing from 3640 m to 3708 m (Hugin Formation) with a probable gas/oil contact 3660 m and an oil/water contact between 3704 m to 3708 m. Net pay in the 25/2-4 Hugin reservoir was estimated around 40 m with porosity from logs averaging 25% and water saturation lower than 25%. The Statfjord sandstones had similar reservoir properties, but were water wet. Due to high pressure the hydrocarbon zone in Hugin Formation was not production tested, in stead fifteen FIT samples were taken, of which five were taken in the "gas zone" and 11 in the "oil zone". Four of the tests were unsuccessful, the remaining samples recovered oil and gas but PVT analyses indicated that the fluids were not fully representative of the formation fluid. After a well test in a later well, 25/2-12 A, it became clear that the reservoir fluid was actually gas with high condensate content. Logs in 25/2-12 confirmed the hydrocarbon/water contact found in 25/2-4 (3678m MSL).
    Shows were recorded as follows: At 2750 m gas index and formation pressure increased significantly and remained high down to 3710 m. Peaks of gas were recorded when entering limestone stringers throughout the Late Cretaceous and at the top of the Jurassic sandstones. Direct fluorescence and cuts were observed over the interval 2900 m to 3877 m on limestones and sandstones.
    Three cores were cut in the Hugin Formation and three in the Sleipner Formation, 81.75 m in total. In addition to the FIT samples in the Hugin Formation one FIT was taken in the Tryggvason Formation (3374 m: mud filtrate and trace gas) and one in the Statfjord Formation (4116 m: mud filtrate only).
    Testing
    Campanian limestones were tested over the interval 2902m to 2913 m. No significant flow was recorded even after acid treatment. Only 3.2 m of mud mixed with water and gas were recovered by reverse circulation. No production test was conducted on the Jurassic oil column because rig equipment was inadequate for the reservoir pressures encountered.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    4360.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3650.0
    3659.0
    [m ]
    2
    3659.0
    3676.0
    [m ]
    3
    3677.0
    3695.0
    [m ]
    4
    3817.0
    3833.8
    [m ]
    5
    3835.0
    3845.0
    [m ]
    6
    3852.0
    3863.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    81.8
    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
    195.0
    36
    200.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    723.0
    26
    733.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2860.0
    17 1/2
    2870.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3353.0
    12 1/4
    3374.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4360.0
    8 1/2
    4360.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2902
    2911
    0.0
    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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    724
    3351
    BHC-C
    3351
    4358
    CBL
    2800
    4253
    CBL
    2825
    3350
    CBL
    3020
    3350
    CBL
    3250
    3725
    CBL
    4050
    4138
    CDM
    1950
    4259
    CDM AP
    1950
    4259
    CDM FP
    1951
    4258
    CDM SP
    1950
    4259
    DLL
    3550
    3903
    FDC
    2000
    2100
    FDC
    2550
    2867
    FDC CNL
    3351
    3909
    GR
    137
    724
    IES
    724
    4361
    ML MLL
    2859
    2949
    MLL ML
    3351
    3913
    TEMP
    127
    724
    TEMP
    1580
    2004
    TEMP
    3150
    3500

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.82
    pdf
    0.17
    pdf
    15.24
    pdf
    2.45
    pdf
    2.86

  • 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
    2.83

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    136
    1.06
    100.0
    water based
    700
    1.05
    100.0
    water based
    1437
    1.18
    60.0
    12.0
    water based
    2147
    1.25
    55.0
    11.0
    water based
    3380
    1.91
    53.0
    18.0
    water based
    3640
    1.92
    60.0
    water based
    3915
    1.93
    54.0
    22.0
    water based
    4260
    1.94
    56.0
    22.0
    water based
    4360
    1.77
    66.0
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2580.0
    [m]
    DC
    OD
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    2620.0
    [m]
    DC
    OD
    2640.0
    [m]
    DC
    OD
    2660.0
    [m]
    DC
    OD
    2680.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2720.0
    [m]
    DC
    OD
    2740.0
    [m]
    DC
    OD
    2760.0
    [m]
    DC
    OD
    2780.0
    [m]
    DC
    OD
    2800.0
    [m]
    DC
    OD
    2820.0
    [m]
    DC
    OD
    2840.0
    [m]
    DC
    OD
    2860.0
    [m]
    DC
    OD
    2880.0
    [m]
    DC
    OD
    2900.0
    [m]
    DC
    OD
    2920.0
    [m]
    DC
    OD
    2940.0
    [m]
    DC
    OD
    2960.0
    [m]
    DC
    OD
    2980.0
    [m]
    DC
    OD
    3020.0
    [m]
    DC
    OD
    3040.0
    [m]
    DC
    OD
    3060.0
    [m]
    DC
    OD
    3080.0
    [m]
    DC
    OD
    3100.0
    [m]
    DC
    OD
    3120.0
    [m]
    DC
    OD
    3140.0
    [m]
    DC
    OD
    3160.0
    [m]
    DC
    OD
    3180.0
    [m]
    DC
    OD
    3200.0
    [m]
    DC
    OD
    3220.0
    [m]
    DC
    OD
    3235.0
    [m]
    DC
    OD
    3255.0
    [m]
    DC
    OD
    3275.0
    [m]
    DC
    OD
    3295.0
    [m]
    DC
    OD
    3315.0
    [m]
    DC
    OD
    3335.0
    [m]
    DC
    OD
    3355.0
    [m]
    DC
    OD
    3380.0
    [m]
    DC
    OD
    3400.0
    [m]
    DC
    OD
    3420.0
    [m]
    DC
    OD
    3440.0
    [m]
    DC
    OD
    3460.0
    [m]
    DC
    OD
    3485.0
    [m]
    DC
    OD
    3500.0
    [m]
    DC
    OD
    3520.0
    [m]
    DC
    OD
    3540.0
    [m]
    DC
    OD
    3560.0
    [m]
    DC
    OD
    3585.0
    [m]
    DC
    OD
    3600.0
    [m]
    DC
    OD
    3620.0
    [m]
    DC
    OD