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

25/2-7

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.
    25/2-7
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/2-7
    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.
    321-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    103
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.04.1982
    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.
    12.07.1982
    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.
    12.07.1984
    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.
    01.12.2004
    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.
    SHOWS
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    117.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4110.0
    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).
    4110.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    133
    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.
    DUNLIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 54' 20.41'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 38' 25.87'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6641115.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    479891.01
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    47

  • Brønnhistorie
    General Block 25/2 is located on the eastern margin of the Viking Graben towards the Bjørgvin Arch. The main targets for well 25/2-7 were the Middle Jurassic Vestland Group and the Early Jurassic Statfjord Formation, which were hydrocarbon bearing in the surrounding wells 25/2-4, 25/2-5 and 25/2-6. In addition possible Late Callovian sands, as in the 25/2 -4 well, constituted a second target.
    Operations and result
    Wildcat well 25/2-7 was spudded with the semi-submersible installation Borgsten Dolphin on 1 April 1982 and drilled to TD at 4110 m in the Early Jurassic Dunlin Group. Operations took 103 days including 13 days of down time. Four and a half days were lost due to WOW, 5.5 days due to rig compensator damage, and 3 days were lost due to a leaking pack off assembly in the 9 5/8" casing. No Callovian sands (Intra Heather Formation) were encountered. Of the two main objectives the Vestland Group was confirmed and tested as a reservoir. The Vestland Group sandstones were encountered at 3406 m, 174 m higher than prognosed. It was 389 m thick, which was thicker than expected, and it consisted of an upper and a lower interval. Massive beds of sandstone, locally slightly shaly or well cemented with some layers of black shales and coal were encountered in the upper interval from 3406 m to 3628 m. The gross thickness of this interval was 222 m and net thickness approximately 179 m. Porosity as estimated from cores 1 and 2 and logs ranged from 2.5 % to 21 % with an average of 12 %. Permeability in this zone was rather low (0.01 to 15.55 mD). The second zone was penetrated from 3628 m to 3795 m. This interval was composed of shales and sandstones alternating in a regular sequences of 15 to 20 m. Net thickness was approximately 77 m with a porosity ranging from 16 % to 21% based on logs. Some oil shows were recorded on cores 1 and 2 in the upper Vestland sand interval. They must be considered as residual shows as the reservoir is water bearing according to the logs. The RFT results confirmed this, showing a hydrostatic pressure gradient. Sandstones of the Statfjord Formation was not found. A silty/shaley interval at 3870 m, 198 m thick, was thought to be an equivalent of them, according to log correlation with the 25/2-5 well, but this was not supported by biostratigraphic data. Due to lack of seismic information at this level there was no incitement to drill deeper. A yellow direct florescence cut was observed on cuttings from this interval from 3917 m to 3920 m. Four conventional cores were cut in the well. Two were cut in the interval 3409 m to 3444 m in the Vestland Group (Sandstone with coals), two were cut in the Dunlin Group. Of the latter one was cut in shale from 3791 m to 3799 m and the other was cut at TD in red brown shale. One RFT fluid sample was taken at 3436.7 m (filtrate, formation water, and traces of oil), another at 3410 m (filtrate and formation water). The well was permanently abandoned on 12 July 1982 as a well with shows.
    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]
    220.00
    4102.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3409.0
    3414.0
    [m ]
    2
    3424.5
    3443.5
    [m ]
    3
    3791.0
    3798.0
    [m ]
    4
    4101.0
    4110.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    40.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3409-3414m
    Kjerne bilde med dybde: 3424-3429m
    Kjerne bilde med dybde: 3429-3434m
    Kjerne bilde med dybde: 3434-3439m
    Kjerne bilde med dybde: 3439-3792m
    3409-3414m
    3424-3429m
    3429-3434m
    3434-3439m
    3439-3792m
    Kjerne bilde med dybde: 3792-3797m
    Kjerne bilde med dybde: 3797-4109m
    Kjerne bilde med dybde: 4109-4114m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3792-3797m
    3797-4109m
    4109-4114m

  • 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
    201.0
    36
    203.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    727.0
    26
    739.0
    1.06
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2194.5
    17 1/2
    2210.0
    1.17
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3275.0
    12 1/4
    3290.0
    1.27
    LOT
    OPEN HOLE
    4110.0
    8 1/2
    4110.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    727
    2182
    BHC GR
    2198
    3180
    CBL VDL
    300
    2198
    CBL VDL
    1800
    3279
    CIS
    2198
    3285
    CIS
    3279
    4084
    CST
    2162
    2183
    CST
    2345
    3280
    CST
    3380
    4080
    DLL MSFL
    3350
    3630
    HDT
    2198
    3285
    HDT
    3279
    4084
    ISF GR BHC SL
    138
    4097
    LDT CNL GR CAL
    201
    4088
    NGST
    3279
    4077
    RFT
    3408
    3591
    VELOCITY
    138
    4097

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.75

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    9.97

  • 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
    0.15
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    210
    1.09
    spud mud
    540
    1.11
    water based
    790
    1.06
    water based
    1640
    1.22
    water based
    2210
    1.17
    water based
    2990
    1.23
    water based
    3240
    1.27
    water based
    3635
    1.21
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2450.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2550.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2789.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2850.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3050.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3135.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3150.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3220.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3265.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3270.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3275.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3380.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3398.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3409.0
    [m]
    C
    SPT
    3410.0
    [m]
    C
    SPT
    3412.0
    [m]
    C
    SNEA
    3413.5
    [m]
    C
    SPT
    3426.2
    [m]
    C
    SPT
    3427.3
    [m]
    C
    SNEA
    3428.6
    [m]
    C
    SPT
    3430.6
    [m]
    C
    SPT
    3431.5
    [m]
    C
    SNEA
    3434.3
    [m]
    C
    SPT
    3435.0
    [m]
    C
    SNEA
    3439.3
    [m]
    C
    SPT
    3630.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3701.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    3791.1
    [m]
    C
    SPT
    3795.5
    [m]
    C
    SPT
    3797.6
    [m]
    C
    SPT
    3798.5
    [m]
    C
    SNEA
    4101.4
    [m]
    C
    OD
    4103.3
    [m]
    C
    OD
    4106.2
    [m]
    C
    OD
    4109.0
    [m]
    C
    OD