Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-21 A

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.
    25/11-21 A
    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).
    APPRAISAL
    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.
    RE-CLASS TO TEST
    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.
    25/11-21
    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.
    845-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    143
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.05.1996
    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.
    01.10.1996
    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.
    01.10.1998
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    129.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3006.0
    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).
    1801.3
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    90.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    81
    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.
    PALEOCENE
    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.
    LISTA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 9' 43.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 27' 53.07'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6558372.45
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    469391.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2812

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-21 S was drilled on the Grane Field. The primary objectives of well 25/11-21 S were to calibrate the depth conversion model with reference to top and base of the Grane reservoir and the oil-water contact, and to investigate horizontal and vertical reservoir barriers and reservoir heterogeneities. The secondary objectives of well 25/11-21 S were to obtain reservoir and fluid data and to investigate uncontaminated initial water saturation values in the oil zone. The well location was selected to allow building up hole angle for later drilling of a horizontal section (25/11-21 A) at the required depth and coordinates and at the same time 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.
    Sidetrack well 25/11 -21 A was drilled to obtain 600 m to 900 m of horizontal reservoir information. The objectives were to appraise the reservoir in terms of reservoir quality and to confirm the structural top and base reservoir maps; to obtain lateral velocity information for calibration of the depth conversion model; to identify possible reservoir heterogeneities indicated on seismic; and finally to perform an extended test production in the horizontal section of the well.
    Operations and results
    Appraisal well 25/11-21 S was spudded with the semi-submersible installation "Treasure Saga" on 23 October 1995 and drilled to TD at 1957 m (1863.5 m TVD MSL) in Late Cretaceous Hod Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis bentonite sweeps down to 1270 m and with KCl / Polymer mud from 1270 m to TD.
    Heimdal Formation sand was penetrated at 1788 m (1711.5 m TVD MSL). A reservoir thickness of 88 m (79.5 m TVD) was defined, giving a net pay of 57.9 m. The pressure data from the Heimdal Formation indicates a 0.4 bar pressure difference to well 25/11-18 T2 and 1.7 bar difference to well 25/11-15 based on HP gauge measurements. The oil-water contact (FWL) in the well was found at 1765 m TVD MSL, i.e. more or less the same as in well 25/11-18-T2 and 2.5 meters deeper than in well 25/11-15. No free gas cap was found.& Both the top and base reservoir seismic reflectors and the depth conversion model were proven to be correct in the area, and the reservoir characteristics as found in wells 25/11-15 and 25/11-18 T2 were confirmed. A walk away VSP and walk away AVO VSP were acquired in well 25/11-21 S yielding good qualify high resolution data. The entire reservoir section was cored from 1778 m to 1880.5 m. The wire line logging programme was followed successfully except for an operational failure of the GHMT-tool. MDT Oil samples were taken at 1790 m (1713.09 m TVD MSL), 1796 m (1718.6 m TVD MSL), 1813 m (1734 m TVD MSL), 1828 m (1747.4 m TVD MSL), 1830 m (1749.4 m TVD MSL), 1837.5 m (1756.2 m TVD MSL), and 1845 m (1763 m TVD MSL). MDT water samples were taken at 1850 m (1767.5 m TVD MSL), 1855 m (1772.1 m TVD MSL), 1861.5 m (1777.9 m TVD MSL), and 1874 m (1789.2 m TVD MSL). Well 25/11-21 S was plugged back to the 13 3/8" casing shoe and suspended as an oil appraisal on 14 November 1995.
    The well was re-entered with the semi-submersible installation "Treasure Saga" on 15 May 1996. Well 25/11-21 A was kicked of at 1262 m and drilled down to 1973 m in the Heimdal Formation. The hole was drilled with a too low angle to reach the 10 3/4" casing point within acceptable tolerances. Thus the hole was plugged back from 1973 m, and a technical sidetrack, 25/11-21 A T2, was drilled from 1783 m, continued inclined to horizontal, and drilled to TD at 3006 m (1801.4 m TVD MSL) in the Late Paleocene Lista Formation. The sidetrack was drilled water based with KCl / Polymer mud from kick off to 2448 m and with CaCO3 / NaCl mud from 2448 m to TD. In well 25/11-21 A T2, the top of the Heimdal Formation sand was penetrated at 1837.5 m (1705.7 m TVD MSL). At a depth of 1749 m TVD MSL a 820 m horizontal section was drilled. Here a 3 m thick calcite cemented layer, corresponding to an intra reservoir reflector, was penetrated at 2514.5 m. A deformed shaly zone, penetrated at 2627.5 - 2652 was probably due to drilling very close to top reservoir in this area. The Base of the Heimdal Formation was reached at 1765.7 m TVD MSL. The reservoir quality of the Heimdal sand is good, showing average porosities of 33%, and a general porosity increase from the SW towards the NE along the well path. The net to gross ratio of the Heimdal Formation is 0.98, due to the penetrated cemented and shaly zones. The oil-water contact (FWL) was found at 1765.6 m TVD MSL, confirming the results from the wells 25/11-21 S and 25/11-18 T2. The average oil saturation within the oil zone is 90%. Only MWD logs were obtained in the sidetrack. No wire line logs were run; consequently no fluid samples were taken on wire line. No conventional or sidewall cores were cut in the sidetrack. After an extended well test well 25/11-21 A was permanently abandoned as an oil appraisal on 1 October 1996
    Testing
    An extended well test (25/11-T-21 A) from the interval 2048 m to 2606 m (1904.2 +/- 0.2 m TVD) in the horizontal section of well 25/11-21 A was carried out during the summer of 1996. The produced oil was stored on the storage tanker "Hellespoint Energy" and the associated gas was flared off from the "Treasure Saga" burner boom. After installation of sand screens and external casing packers, the screen washing and the setting of screen packer were halted for about a month due to a NOPEF strike. During this period the formation around the well bore received approximately 800m3 of drilling mud, kill pills and completion fluids. After the strike the well was put on production. At high production rates (up to 3000 Sm3/day) and especially after the well had started to produce water loss of pressure was observed. The reason for this was probably plugging by particles from the completion fluid. With careful increases in the production rate and with production rates between 800 to 1000 Sm3 the well was flowing with a Productivity Index of approximately 150 Sm3/d/bar at the end of the extended well test period. The static bottom hole pressure was 170 bar and the maximum temperature measured during the test was 81.4 deg C. An extensive fluid sampling programme was carried out. Based on single stage flash analyses of bottom hole samples to 1 atmosphere and 15 deg C the oil density was 0.94 g/cm3, and the corresponding GOR was 14.7 Sm3/Sm3. Gas gravity of separator samples was 0.632 (air = 1).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1270.00
    3000.00

  • 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
    01.05.1996 - 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
    LINER
    10 3/4
    2034.0
    12 1/4
    2034.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3006.0
    9 1/2
    3006.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    LWD CLLS - SONIC
    2000
    2970
    MWD DPR - GR RES
    1240
    1550
    MWD MDL/MNP - NEU DEN
    2020
    2990
    MWD RNT - NAVIGATOR
    1550
    3000

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.42

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.32

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1030
    1.30
    WATER BASED
    1262
    1.37
    24.0
    WATER BASED
    1424
    1.37
    21.0
    WATER BASED
    1715
    1.37
    21.0
    WATER BASED
    1841
    1.37
    26.0
    WATER BASED
    1894
    1.37
    22.0
    WATER BASED
    1936
    1.37
    24.0
    WATER BASED
    1973
    1.37
    24.0
    WATER BASED
    2024
    1.37
    26.0
    WATER BASED
    2448
    1.29
    27.0
    WATER BASED
    2760
    1.20
    WATER BASED
    2998
    1.30
    29.0
    WATER BASED
    3006
    1.30
    29.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1735.0
    [m]
    DC
    RRI
    1737.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1742.0
    [m]
    DC
    RRI
    1745.0
    [m]
    DC
    RRI
    1752.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1767.0
    [m]
    DC
    RRI
    1775.0
    [m]
    DC
    RRI
    1782.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1797.0
    [m]
    DC
    RRI
    1805.0
    [m]
    DC
    RRI
    1812.0
    [m]
    DC
    RRI
    1827.0
    [m]
    DC
    RRI
    1832.0
    [m]
    DC
    RRI
    1837.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2652.0
    [m]
    DC
    RRI
    2655.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2715.0
    [m]
    DC
    RRI
    2982.0
    [m]
    DC
    RRI