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

25/7-3

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.
    25/7-3
    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.
    25/7-3
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    819-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.07.1995
    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.
    28.08.1995
    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.
    28.08.1997
    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.
    29.08.2003
    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
    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.
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    127.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2540.0
    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).
    2539.2
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    95
    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 CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 26' 8.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 19' 28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6588925.44
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    461677.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2623

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/7-3 was a discretionary exploration well approximately 3 km south-south west of well 25/8-5 S which discovered oil in the Elli structure. Block 25/7 is situated in the South Viking Graben on the western side of the Utsira High, a basement high that tilts slightly towards the east. The South Viking Graben has an asymmetrical profile bounded in the west by the Brae/Crawford Fault Zone and the Utsira High to the east. The Elli structure is located on a basement terrace stepping up to the Utsira High from the Graben area.
    The primary objective of well 25/7-3 was to prove commercial reserves in Elli South by testing the hydrocarbon potential of the Paleocene Upper Heimdal Formation. Secondary objectives were to define fluid contacts within the Heimdal Formation, to provide sufficient data for development planning start-up, find a possible point of production should the results be positive, and to obtain a good well tie to the top Cretaceous and top Balder seismic reflectors.
    Operations and results
    Exploration well 25/7-3 was spudded with the semi-submersible installation "Deepsea Bergen" on 27 July 1995 and drilled to TD at 2540 m in the Late Cretaceous Tor Formation. The AFE estimated time for the well was 28.1 days dry hole plus 10.5 days to DST. Actual estimated drilling time was 23.6 days, and testing was 9.8 days. The well was drilled with bentonite spud mud down to 1186 m and with "ANCO 2000" mud with ANCO 208 glycol additive from 1186 m to TD. Top Lista Formation came in at 2052 m, ca 20 shallower than prognosed. Top Heimdal Formation was found at 2094 m. The Heimdal Formation was hydrocarbon bearing with an OWC at 2114.5 m.
    Two cores were cut in the Heimdal Formation, both with full recovery. The first core was cut 2099-2110.6 m, and the second at 2111-2130.2 m. Shows were described in the cores down to a depth of 2117 m. A total of 20 FMT pressure tests were taken, with 19 successfully recorded. An FMT oil sample was taken at the depth of 2112 m. The fluid was described as medium to dark brown with moderate viscosity and dull to intermediate white to pale yellow direct fluorescence. The well was permanently abandoned on 28 August 1995 as an oil discovery, named the 25/7-3 Jotun Discovery.
    Testing
    One drill stem test was performed in the Heimdal Formation sandstones (2096.4-2107.4 m). Final oil flow was 739 Sm3/day and final gas flow was 29207 Sm3/day.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1200.00
    2540.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2099.0
    2110.6
    [m ]
    2
    2111.0
    2130.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    30.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2110m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2099-2110m
    2111-2130m
    2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2110-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2111-2130m
    2110-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2130m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2111-2130m
    2111-2130m

  • 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
    DST1
    2107.40
    2096.40
    OIL
    22.08.1995 - 02:00
    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
    223.0
    36
    223.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1179.0
    17 1/2
    1180.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1958.0
    12 1/4
    1960.0
    1.70
    LOT
    LINER
    7
    2540.0
    8 1/2
    2540.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2096
    2107
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.000
    17.000
    83
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    739
    29207
    0.839
    39

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MLL GR
    1955
    2530
    FMT GR
    2097
    2270
    HDIP GR
    1945
    2534
    MWD - DIR GR SN
    227
    1186
    MWD - DIR GR SN
    1186
    1966
    MWD DPR - DIR GR SN
    1966
    2540
    SWC
    1962
    2483
    SWC
    1973
    2081
    VSP
    1000
    2520
    ZDL CN MAC SL
    1955
    2528

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.76
    pdf
    1.05

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    150.93

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    172
    1.03
    SPUD MUD
    792
    1.03
    SPUD MUD
    1186
    1.46
    16.0
    KCL/glycol
    1966
    1.50
    13.3
    ANCO 2000

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2001.0
    [m]
    DC
    RRI
    2019.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI