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

25/11-20

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.
    25/11-20
    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.
    25/11-20
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    826-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    16
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.10.1995
    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.
    23.10.1995
    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.
    23.10.1997
    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.
    DRY
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    122.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1828.0
    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).
    1828.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    76
    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° 8' 44.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 33' 44.27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6556512.65
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    474958.17
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2667

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-20 is located East of the Southern segment of the Grane field. The primary objectives of well 25/11-20 were to prove oil resources within reach of the Grane field production unit that can be produced through the Grane field installation and to test the geological and geophysical models for non-mounded Paleocene sands within the Licence area. The secondary objectives of well 25/11-20 were to define areas in the licence which can be relinquished and to reduce the uncertainties associated with the surrounding prospects. The well location was selected to provide an accurate seismic tie, i.e. an area with minimal compaction effects and away from faults, in an area where there are indications of a thick sand on the seismic data.
    Operations and results
    Well 25/11-20 was spudded with the semi-submersible installation "Treasure Saga" on 8 October1995 and drilled to TD at 1828 m in limestones of the Late Cretaceous Tor Formation. The well was drilled water based with seawater and hi-vis bentonite sweeps down to 1254 m and with KCl / Polymer from 1254 m to TD. Unpredicted boulders were encountered at 152 m to 157 m, causing low ROP and extra work to keep the inclination small, otherwise no significant problems were encountered during drilling. Shallow gas was not predicted and not observed
    No sands or shows were encountered in the Rogaland Group. An internal high acoustic impedance shale was present at depth 1683 m to 1705 m where Heimdal sands were prognosed. The seismic response for this shale in the SOF data set was similar to the response for the Heimdal sand in the Grane Field. Four cores were cut between 1661 m and 1719.5 m in the Balder, Sele, Lista, and Våle Formations. Coring was stopped 20 m under the prognosed top of the main sand. The well was permanently abandoned on 23 October 1995 as a dry hole.
    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]
    1260.00
    1828.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1661.0
    1678.3
    [m ]
    2
    1679.5
    1697.1
    [m ]
    3
    1697.5
    1708.3
    [m ]
    4
    1711.5
    1719.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1661-1666m
    Kjerne bilde med dybde: 1666-1671m
    Kjerne bilde med dybde: 1671-1676m
    Kjerne bilde med dybde: 1676-1678m
    Kjerne bilde med dybde: 1679-1684m
    1661-1666m
    1666-1671m
    1671-1676m
    1676-1678m
    1679-1684m
    Kjerne bilde med dybde: 1684-1689m
    Kjerne bilde med dybde: 1689-1694m
    Kjerne bilde med dybde: 1694-1697m
    Kjerne bilde med dybde: 1697-1702m
    Kjerne bilde med dybde: 1702-1707m
    1684-1689m
    1689-1694m
    1694-1697m
    1697-1702m
    1702-1707m
    Kjerne bilde med dybde: 1707-1708m
    Kjerne bilde med dybde: 1711-1716m
    Kjerne bilde med dybde: 1716-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1750m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1707-1708m
    1711-1716m
    1716-1719m
    1747-1750m

  • 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
    SURF.COND.
    30
    209.0
    36
    209.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1254.0
    17 1/2
    1254.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1828.0
    8 1/2
    1828.0
    1.87
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1550
    1784
    CST GR
    1550
    1765
    DLL MSFL DSI LDL CNL GR SP AMS
    1197
    1671
    DLL MSFL DSI LDL CNL GR SP AMS
    1612
    1827
    MWD - GR RES DIR
    148
    1828
    VSP GR AMS
    243
    1818

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.20

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1254
    1.21
    13.0
    WATER BASED
    1661
    1.28
    21.0
    WATER BASED
    1679
    1.28
    20.0
    WATER BASED
    1711
    1.28
    17.0
    WATER BASED
    1789
    1.28
    16.0
    WATER BASED
    1828
    1.28
    18.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1575.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1600.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1625.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1640.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1645.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1645.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1652.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1660.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1663.0
    [m]
    C
    RRI
    1666.0
    [m]
    C
    RRI
    1669.0
    [m]
    C
    RRI
    1672.0
    [m]
    C
    RRI
    1675.0
    [m]
    C
    RRI
    1678.0
    [m]
    C
    RRI
    1681.0
    [m]
    C
    RRI
    1684.0
    [m]
    C
    RRI
    1687.0
    [m]
    C
    RRI
    1688.0
    [m]
    C
    RRI
    1691.0
    [m]
    C
    RRI
    1695.0
    [m]
    C
    RRI
    1700.0
    [m]
    C
    RRI
    1706.0
    [m]
    C
    RRI
    1711.0
    [m]
    C
    RRI
    1716.0
    [m]
    C
    RRI
    1719.0
    [m]
    C
    RRI
    1721.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1728.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1735.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1737.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1739.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1740.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1743.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1745.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1747.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1747.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1755.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1758.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1762.0
    [m]
    DC
    RRI
    1763.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1775.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1792.0
    [m]
    DC
    RRI
    1802.0
    [m]
    DC
    RRI
    1812.0
    [m]
    DC
    RRI