Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/1-1

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.
    25/1-1
    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.
    25/1-1
    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.
    53-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    115
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.03.1971
    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.
    22.07.1971
    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.
    22.07.1973
    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.
    26.05.2009
    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
    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.
    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.
    EOCENE
    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.
    FRIGG 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.
    101.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4570.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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.
    MIDDLE 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.
    HUGIN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 53' 17.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 42.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6639470.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448427.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    190

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/1-1 was drilled in the middle of block 25/1 in the Viking Graben, close to the UK border. Seismic surveys had defined structural closure at several levels in Mesozoic and into lower Tertiary horizons. At Paleocene level an "amoeboid" feature extending as much as 350 km2 with a vertical closure of 180 m was mapped. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the Early Tertiary, interpreted to be a deltaic sand build-up. Secondary objective was Jurassic sandstones.
    The well is Type Well for the Frigg, Svarte, Blodøks, Tryggvason, Kyrre, and Jorsalfare Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 25/1-1 was spudded with the semi-submersible installation Pentagone 81 on 30 March 1971 and drilled to TD at 4570 m in Middle Jurassic Hugin Formation. The well was drilled with a seawater/LFC mud system down to TD.
    Apart from sandy sections in the Nordland Group, the lithology down to top Frigg Formation at 1836 m was mainly claystones. The Frigg Formation sandstones had porosities in the range 30 to 40% with permeabilities of several Darcy. It was hydrocarbon bearing with a gas/oil contact at 1972 m, and an oil/water contact at 1992 m. Further shows were seen in a thin sand at 2470 m in the Lista Formation. An FIT sample recovered a small amount of oil from this sand. Oil shows were also recorded on limestone on core K5 in the Jorsalfare Formation. The Jurassic sequence penetrated by the well was mainly shales of the Viking Group and only 10 m of Hugin Formation sand at TD. No shows were reported from the Hugin Formation.
    Six conventional cores were cut. Cores K1 to K3 were cut from 1868 to 1910 m in the Frigg Formation. K4 was cut from 2687 to 2696 m in the lower Lista Formation, while K5 and K6 were cut from 2826 to 2843 m and from 2993 m to 2997.5 m in the Jorsalfare Formation. Wire line fluid sampling was attempted at nine different depths. Hydrocarbon fluids were recovered from four levels: 1893 m (gas and filtrate), 1927.5 m (gas and filtrate), 1973.5 m (gas, filtrate and a small amount of oil), and 2471 m (filtrate and a small amount of oil).
    The well was permanently abandoned on 22 July 1971 as an oil and gas discovery.
    Testing
    A production test was carried through perforations between 1920 and 1928 m on gas bearing Frigg Formation sands. The test produced 674000 Sm3 gas /day.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1120.00
    4558.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1871.0
    1877.0
    [m ]
    2
    1891.5
    1895.0
    [m ]
    3
    1900.0
    1910.0
    [m ]
    4
    2687.0
    2696.0
    [m ]
    5
    2826.0
    2843.1
    [m ]
    6
    2993.0
    2997.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    50.1
    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
    0.00
    0.00
    WATER
    06.07.1971 - 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
    165.0
    36
    165.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    459.0
    26
    490.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1835.0
    17 1/2
    1846.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2950.0
    12 1/4
    2960.0
    0.00
    LOT
    PROD.
    7
    4062.0
    8 1/2
    4063.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1920
    1928
    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
    674000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    459
    4453
    CBL
    350
    4063
    CBL GR
    1200
    2947
    DLL
    1835
    4140
    FDC GR
    1835
    2850
    HDT
    1835
    4059
    HRT
    1000
    2920
    IES
    460
    2100
    ML MLL
    1835
    2855
    SNP
    1835
    2850
    SRS
    459
    4453

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.04
    pdf
    0.61
    pdf
    0.60
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • 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
    0.16

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    0
    1.68
    65.0
    waterbased
    490
    1.25
    65.0
    waterbased
    1846
    1.30
    60.0
    waterbased
    2371
    1.25
    44.0
    waterbased
    3195
    1.65
    56.0
    waterbased
    4029
    1.68
    65.0
    waterbased
    4455
    1.90
    60.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1360.0
    [m]
    DC
    1370.0
    [m]
    DC
    1430.0
    [m]
    DC
    1450.0
    [m]
    DC
    1490.0
    [m]
    DC
    1500.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    DC
    1790.0
    [m]
    DC
    1830.0
    [m]
    DC
    1840.0
    [m]
    DC
    1876.0
    [m]
    C
    IGS
    2126.0
    [m]
    DC
    2140.0
    [m]
    DC
    2225.0
    [m]
    DC
    2245.0
    [m]
    DC
    2426.0
    [m]
    DC
    2445.0
    [m]
    DC
    2465.0
    [m]
    DC
    2526.0
    [m]
    DC
    2541.0
    [m]
    DC
    2601.0
    [m]
    DC
    OD
    2622.0
    [m]
    DC
    OD
    2640.0
    [m]
    DC
    OD
    2640.0
    [m]
    DC
    2657.0
    [m]
    DC
    OD
    2665.0
    [m]
    DC
    2679.0
    [m]
    DC
    OD
    2682.0
    [m]
    DC
    2690.0
    [m]
    C
    IGS
    2691.1
    [m]
    C
    OD
    2694.7
    [m]
    C
    OD
    2695.0
    [m]
    C
    IGS
    2720.0
    [m]
    DC
    OD
    2723.0
    [m]
    DC
    2740.0
    [m]
    DC
    OD
    2760.0
    [m]
    DC
    OD
    2778.0
    [m]
    DC
    OD
    2800.0
    [m]
    DC
    OD
    2829.3
    [m]
    C
    OD
    2830.1
    [m]
    C
    OD
    2831.9
    [m]
    C
    OD
    2833.7
    [m]
    C
    OD
    2835.5
    [m]
    C
    OD
    2837.3
    [m]
    C
    OD
    2839.1
    [m]
    C
    OD
    2840.9
    [m]
    C
    OD
    2842.7
    [m]
    C
    OD
    2860.0
    [m]
    DC
    OD
    2874.0
    [m]
    DC
    OD
    2882.0
    [m]
    DC
    OD
    2993.5
    [m]
    C
    OD
    2996.2
    [m]
    C
    OD
    3012.0
    [m]
    DC
    OD
    3039.0
    [m]
    DC
    OD
    3071.0
    [m]
    DC
    OD
    3103.0
    [m]
    DC
    OD
    3146.0
    [m]
    DC
    OD
    3174.0
    [m]
    DC
    OD
    3205.0
    [m]
    DC
    OD
    3226.0
    [m]
    DC
    OD
    3250.0
    [m]
    DC
    OD
    3276.0
    [m]
    DC
    OD
    3300.0
    [m]
    DC
    OD
    3327.0
    [m]
    DC
    OD
    3351.0
    [m]
    DC
    OD
    3378.0
    [m]
    DC
    OD
    3398.0
    [m]
    DC
    OD
    3426.0
    [m]
    DC
    OD
    3449.0
    [m]
    DC
    OD
    3473.0
    [m]
    DC
    OD
    3497.0
    [m]
    DC
    OD
    3501.0
    [m]
    DC
    OD
    3525.0
    [m]
    DC
    OD
    3553.0
    [m]
    DC
    OD
    3577.0
    [m]
    DC
    OD
    3601.0
    [m]
    DC
    OD
    3625.0
    [m]
    DC
    OD
    3649.0
    [m]
    DC
    OD
    3676.0
    [m]
    DC
    OD
    3696.0
    [m]
    DC
    OD
    3731.0
    [m]
    DC
    OD
    3751.0
    [m]
    DC
    OD
    3772.0
    [m]
    DC
    OD
    3800.0
    [m]
    DC
    OD
    3828.0
    [m]
    DC
    OD
    3858.0
    [m]
    DC
    OD
    3878.0
    [m]
    DC
    OD
    3900.0
    [m]
    DC
    OD
    3924.0
    [m]
    DC
    OD
    3952.0
    [m]
    DC
    OD
    3976.0
    [m]
    DC
    OD
    3996.0
    [m]
    DC
    OD
    4024.0
    [m]
    DC
    OD
    4052.0
    [m]
    DC
    OD
    4076.0
    [m]
    DC
    OD
    4100.0
    [m]
    DC
    OD
    4124.0
    [m]
    DC
    OD
    4152.0
    [m]
    DC
    OD
    4176.0
    [m]
    DC
    OD
    4196.0
    [m]
    DC
    OD
    4228.0
    [m]
    DC
    OD
    4248.0
    [m]
    DC
    OD
    4300.0
    [m]
    DC
    OD
    4356.0
    [m]
    DC
    OD
    4404.0
    [m]
    DC
    OD
    4452.0
    [m]
    DC
    OD
    4504.0
    [m]
    DC
    OD
    4524.0
    [m]
    DC
    OD
    4558.0
    [m]
    DC
    OD