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

25/12-1

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.
    25/12-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/12-1
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    95-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    82
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.10.1973
    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.
    23.12.1973
    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.
    23.12.1975
    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.
    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).
    34.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    135.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2865.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    93
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 1' 47'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 17.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6543526.23
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    489748.32
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    374

  • Brønnhistorie
    Well 25/12-1 is located on the Patch Bank Ridge between the Utsira High and the Stord Basin in the North Sea. The well was designed to test Paleocene sand and late Cretaceous chalk prospects (found oil bearing in the adjacent Esso blocks). Additional objectives were the Mesozoic and possibly older sands, which formed part of a monocline, east dipping subcrop below this structure. The well was programmed to investigate the entire sedimentary sequence down to igneous/metamorphic basement, interpreted to occur at approximately 2743 m.
    Operations and results
    Wildcat well 25/12-1 was spudded with the semi-submersible installation SEDCO 135 G on 3 October 1973 and drilled to TD at 2865 m in rocks of possible Devonian age. The spud was delayed due to rig repairs in Hamburg. This resulted in the well being drilled during the worst of the winter weather. Due to adverse weather and bad anchoring conditions, 14.5 days were spent anchoring the rig. A total of 19.7 days was lost directly due to weather during drilling and abandoning. A further 8.7 days were lost repairing underwater equipment, much of which was also due to weather damage. The well was drilled with seawater and bentonite down to 463 m and with a seawater / lignosulphonate mud from 463 m to TD.
    The Oligocene-Eocene sands of the Hordaland Group were water bearing and the Paleocene sands absent. The Chalk section (Tor and Hod formations) showed poor reservoir characteristics and was also water bearing. Below the Late Jurassic shale sequence sands and conglomerates of Middle Jurassic age and older were penetrated. The sands were penetrated in a down dip position on a monoclinal structure rising towards block 25/11. Middle Jurassic (Vestland Group) sands were encountered at 2244 m with porosity up to 30 %, averaging 18 %. Conglomerates were encountered at 2425 m and extended down to 2671 m. From this point down to TD at 2865 m the well drilled a thick water bearing sand sequence. This possible Devonian sandstone ranged in porosity from 17 % - 23 % with an average of 20 %. No hydrocarbon indications were present in the well, with the exception of characteristic gas indications in the Late Jurassic Draupne Formation source rock interval, which at this location was found to be immature. In view of the discouraging results obtained thus far, together with the fact that no seismic configuration was mappable below this depth, it was decided to abandon the well without having reached igneous rock. One core was cut in the ?Devonian conglomerate from 2450 m to 2456 m. No fluid sample was taken
    The well was permanently abandoned as dry on 23 November 1973.
    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]
    262.13
    2865.12

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    8037.1
    8055.4
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    5.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    244.0
    36
    250.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    456.0
    26
    460.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1356.0
    17 1/2
    1360.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1978.0
    12 1/4
    1980.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2865.0
    8 1/2
    2865.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    136
    456
    BHC GR
    1357
    2864
    CNL FDC
    1357
    2864
    CST
    1996
    2850
    HDT
    1357
    2864
    IES
    456
    2864
    VSP
    183
    2864

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.34

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41
    pdf
    3.06

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.36
    pdf
    1.81
    pdf
    3.06

  • 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
    0.29

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    375
    1.10
    75.0
    spud mud
    771
    1.10
    43.0
    spud mud
    1208
    1.15
    40.0
    spud mud
    2472
    1.25
    53.0
    mixed mud
    2864
    1.24
    52.0
    mixed mud

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    6800.0
    [ft]
    DC
    6850.0
    [ft]
    DC
    6910.0
    [ft]
    DC
    6960.0
    [ft]
    DC
    7010.0
    [ft]
    DC
    7040.0
    [ft]
    DC
    7080.0
    [ft]
    DC
    7110.0
    [ft]
    DC
    7180.0
    [ft]
    C
    7200.0
    [ft]
    DC
    7210.0
    [ft]
    DC
    7260.0
    [ft]
    DC
    7310.0
    [ft]
    DC
    7340.0
    [ft]
    DC
    7360.0
    [ft]
    DC
    7410.0
    [ft]
    DC
    7440.0
    [ft]
    DC
    7460.0
    [ft]
    DC
    7510.0
    [ft]
    DC
    7540.0
    [ft]
    DC
    7550.0
    [ft]
    DC
    7550.0
    [ft]
    C
    7580.0
    [ft]
    DC
    7630.0
    [ft]
    DC
    7630.0
    [ft]
    C
    7650.0
    [ft]
    DC
    7680.0
    [ft]
    DC
    7680.0
    [ft]
    C
    7710.0
    [ft]
    DC
    7720.0
    [ft]
    DC
    APT
    7730.0
    [ft]
    DC
    7750.0
    [ft]
    DC
    APT
    7760.0
    [ft]
    DC
    7760.0
    [ft]
    C
    7780.0
    [ft]
    DC
    APT
    7810.0
    [ft]
    DC
    7820.0
    [ft]
    DC
    APT
    7830.0
    [ft]
    DC
    7850.0
    [ft]
    DC
    APT
    7860.0
    [ft]
    C
    7860.0
    [ft]
    DC
    7880.0
    [ft]
    DC
    APT
    7900.0
    [ft]
    DC
    APT
    7910.0
    [ft]
    DC
    7920.0
    [ft]
    DC
    APT
    7920.0
    [ft]
    DC
    APT
    7930.0
    [ft]
    DC
    APT
    7940.0
    [ft]
    DC
    7950.0
    [ft]
    DC
    APT
    7960.0
    [ft]
    DC
    7990.0
    [ft]
    DC
    8010.0
    [ft]
    DC
    8060.0
    [ft]
    C