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

25/6-1

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.
    25/6-1
    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
    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.
    25/6-1
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    493-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    48
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.12.1985
    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.
    03.02.1986
    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.
    03.02.1988
    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.
    17.12.2003
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    HUGIN 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.
    121.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2881.0
    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).
    2881.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    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.
    PRE-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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 31' 32.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 48' 2.07'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6598746.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    488717.11
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    524

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/6-1 was drilled on the northeastern part of the Utsira High. The main objective of the well was to test for hydrocarbons in a prospect west of the main fault in the southern part of the block. Primary targets were the Middle Jurassic reservoir sandstone belonging to the Vestland Group, which is partly eroded in this area, and the Early Jurassic Statfjord Formation sandstone. Secondary objective was the Early Tertiary sandstone. The total depth target was to drill through a strong seismic reflector between 2.5 and 2.6 second TWT. Shallow gas was expected at 282 to 344 m and 395 m.
    Operations and results
    Wildcat well 25/6-1 was spudded 18 December 1985 by Wilh. Wilhelmsen's Offshore Services semi-submersible installation Treasure Saga, and completed 3 February 1986 at a depth of 2881, 30 m into rocks of probably Early Palaeozoic/Pre-Cambrian age. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 260 m, with bentonite gel mud from 260 m to 1028 m, with gypsum/polymer mud fro 1028 m to 2195 m, and with bentonite gel / polymer mud from 2195 m to TD. No shallow gas was encountered.
    The Quaternary/Tertiary sequence was 2017 m thick, and consisted of the Nordland, Hordaland, and Rogaland Groups. The Nordland Group was marine claystone with sands frequently developed, especially in the lower part, with 163 m of the sandy Utsira Formation. The Hordaland Group was clay/claystone with some thin sand units. Slightly tuffaceous claystone and a lower sand/marl/ claystone sequence were the main lithologies of the Rogaland Group. A 65.5 m thick Cretaceous sequence represented by Shetland and Cromer Knoll Groups was penetrated. The main lithology was chalky limestone, calcareous claystone grading to marl and minor sand.
    The Jurassic sediments represented by the Viking, Vestland, and Dunlin Groups and the Statfjord Formation were encountered at 2233.5 m.  Top Vestland Group was at 2277 m and top Statfjord Formation was at 2417 m. The Jurassic sequence was 269.5 m thick and consisted of Upper Jurassic shale, Middle Jurassic sandstones and alternating sandstones and silty claystone in the lower part. A 348 metres thick Triassic sequence represented by the Skagerrak and Smith Bank Formations was penetrated. The sequence consisted of shale/siltstone. The TD target seismic reflector was penetrated at the basement's upper surface.
    The upper part of the Vestland Group was found oil bearing with an OWC at 2282.5 m. The Statfjord Formation was found water bearing. Gas readings were mostly between 0% and 0.2% throughout the well. Between 2195 - 2289 m the average gas level increased to 0.4%, and the gas consisted of Cl, C2, C3, iC4 and nC4 from approx. 2236 m. A maximum of 4.27% at 2278 m was recorded, consisting of 12549 ppm C1, 1169 ppm C2, 1651 ppm C3, 267 ppm iC4 and 511 ppm nC4. From 2300 - 2450 m the average gas was 0.1% and consisted of C1-C3. From 2450 - 2881 m, gas values fell from 0.05% to 0.00% and only C1 was recorded. Oil show was observed within loose sandstones from 2278 - 2288.5 m. The show was characterized by a fair-good petroleum odour, with very light brown oil staining of the grains. The fluorescence was weak pale yellow, with a slightly streaming milky (crush) cut, occasionally leaving a white residue upon evaporation. Below 2289 m all oil shows disappeared.
    Three segregated samples were recovered with the FMT wire line tool, two of these (2279.8 m and 2283.2 m) from the oil zone and one from 2285 m below OWC. Two conventional cores were cut, core one from 2299 m to 2300 m, and core two from 2300 m and 2309.7 m.
    The well was permanently abandoned as an oil discovery.
    Testing
    One DST was performed in the interval 2276.7 m to 2279.7 m. The main flow period had duration of 22 hours.  The average production rate was 298 Sm3 /day with a wellhead pressure of 96 bar. The gas-oil ratio was 130 Sm3 /Sm3 at separator conditions of 43º C and 19.5 bar. The dead oil density was 725 kg/m3 and the specific gas gravity was 0.88 (air=l). Three stage flash to standard condition PVT analysis of reservoir fluid collected during the production test, gave an oil formation volume factor of 1.92 Rm3 /Sm3, a gas to oil ratio of 232.2 Sm3 /Sm3 and a stock tank oil density of 729 kg/m3. The bubble point pressure for the fluid was 106.9 bar. Sand production was not observed during the test, but 0.6 - 0.7 Sm3 water was produced.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    270.00
    2881.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2289.0
    2300.0
    [m ]
    2
    2300.0
    2310.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    21.1
    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
    DST1
    2277.00
    2280.00
    OIL
    30.01.1986 - 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
    255.0
    36
    260.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1013.0
    26
    1028.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2180.0
    17 1/2
    2195.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2881.0
    12 1/4
    2881.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2277
    2280
    7.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    9.600
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    298
    0.725
    130

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    750
    2178
    CDL CNL GR
    2178
    2560
    CDL CNL GR
    2480
    2875
    CDL GR
    256
    1006
    CDL GR
    1013
    2173
    COREGUN-45SWC
    0
    0
    COREGUN-93SWC
    0
    0
    DIFL LSBHC GR
    256
    1026
    DIFL LSBHC GR
    1013
    2193
    DIFL LSBHC GR
    2178
    2560
    DIFL LSBHC GR
    2530
    2875
    DIPLOG
    2178
    2558
    DIPLOG
    2370
    2855
    DLL ML
    2178
    2560
    DLL MLL
    2178
    2559
    FMT
    0
    0
    GR
    121
    256
    MWD
    255
    2881
    SPECTRALOG
    2178
    2560
    VSP
    1700
    2975

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.78
    pdf
    1.85
    pdf
    1.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.56

  • 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
    0.25
    pdf
    0.26

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    185
    1.04
    WATER BASED
    19.12.1985
    190
    1.10
    9.0
    4.4
    WATER BASED
    05.02.1986
    260
    1.04
    WATER BASED
    23.12.1985
    627
    1.16
    7.0
    20.6
    WATER BASED
    23.12.1985
    827
    1.17
    6.0
    18.7
    WATER BASED
    22.12.1985
    1028
    1.17
    5.0
    16.8
    WATER BASED
    23.12.1985
    1028
    1.17
    6.0
    20.6
    WATER BASED
    23.12.1985
    1028
    1.03
    WATER BASED
    26.12.1985
    1028
    1.10
    15.0
    9.6
    WATER BASED
    26.12.1985
    1028
    1.19
    6.0
    18.2
    WATER BASED
    26.12.1985
    1200
    1.10
    14.0
    7.7
    WATER BASED
    26.12.1985
    1434
    1.15
    13.0
    8.2
    WATER BASED
    29.12.1985
    1653
    1.25
    15.0
    8.7
    WATER BASED
    30.12.1985
    1820
    1.25
    13.0
    9.6
    WATER BASED
    03.01.1986
    1820
    1.30
    13.0
    9.6
    WATER BASED
    06.01.1986
    2090
    1.25
    12.0
    9.6
    WATER BASED
    03.01.1986
    2195
    1.30
    14.0
    9.6
    WATER BASED
    06.01.1986
    2195
    1.31
    12.0
    7.2
    WATER BASED
    06.01.1986
    2195
    1.33
    13.0
    7.2
    WATER BASED
    08.01.1986
    2195
    1.33
    12.0
    7.2
    WATER BASED
    13.01.1986
    2225
    1.33
    14.0
    10.1
    WATER BASED
    13.01.1986
    2270
    1.10
    9.0
    4.4
    WATER BASED
    05.02.1986
    2289
    1.25
    14.0
    7.2
    WATER BASED
    13.01.1986
    2289
    1.25
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    13.01.1986
    2289
    1.25
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    13.01.1986
    2313
    1.25
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    14.01.1986
    2325
    1.10
    9.0
    4.4
    WATER BASED
    05.02.1986
    2325
    1.10
    10.0
    4.8
    WATER BASED
    05.02.1986
    2325
    1.10
    11.0
    4.8
    WATER BASED
    05.02.1986
    2360
    1.10
    11.0
    20.6
    WATER BASED
    05.02.1986
    2360
    1.10
    12.0
    6.3
    WATER BASED
    05.02.1986
    2438
    1.25
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    13.01.1986
    2493
    1.25
    17.0
    7.2
    WATER BASED
    13.01.1986
    2561
    1.10
    13.0
    5.8
    WATER BASED
    19.01.1986
    2561
    1.25
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    19.01.1986
    2561
    1.10
    16.0
    6.8
    WATER BASED
    19.01.1986
    2590
    1.11
    12.0
    6.8
    WATER BASED
    19.01.1986
    2745
    1.11
    12.0
    6.8
    WATER BASED
    19.01.1986
    2852
    1.10
    12.0
    6.8
    WATER BASED
    05.02.1986
    2881
    1.10
    12.0
    6.8
    WATER BASED
    05.02.1986
    2881
    1.10
    11.0
    5.8
    WATER BASED
    05.02.1986