Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/8-10 S

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.
    25/8-10 S
    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
    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.
    25/8-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ESD96-3 & SP 577
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    883-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    37
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.04.1997
    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.
    05.06.1997
    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.
    05.06.1999
    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
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    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.
    HERMOD FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    PALEOCENE
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    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").
    1890.0
    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).
    1883.9
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    83
    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.
    EKOFISK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 16' 22.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 6.4'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6570692.44
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    473501.58
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3062

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/8-10 S is located north of the Grane Field. The well was drilled and tested to obtain representative fluid samples, production characteristics, and reservoir permeabilities in the Forseti Prospect in the Hermod - Middle Heimdal formation.
    Operations and results
    Exploration well 25/8-10 S was spudded with semi-submersible drilling installation "Deepsea Trym" on 29 April 1997 and drilled to TD at 1749.5 m in the Late Paleocene Lista Formation. The original 25/8-10 S well was drilled with a slightly deviated profile (+/- 6 degree maximum angle) to a depth of 1749 m MD RKB. Due to a mechanical problem, which occurred after coring at 1722-1749 m, the well was plugged back and a technical sidetrack (25/8-10S T2) was kicked off at 1076 m and drilled to the original geologic objective at a total depth of 1890 m in the Early Paleocene Ekofisk Formation. Well 25/8-10 S was drilled with seawater and bentonite sweeps down to 1091 m and with oil based "Ancovert" mud from 1091 m to TD. The technical sidetrack 25/810 S T2 was drilled with oil based with "Ancovert" mud. The sidetrack penetrated 18 m (net pay) of oil filled sand in the Hermod - Middle Heimdal formation with an OWC, based on logs, at 1755.5 m TVD SS. The pay zone consisted of three sand intervals. One core was cut in the 25/8-10 S wellbore in the interval 1722 m to 1749.65 m (Sele, Hermod, and Lista Formations). A second core was cut in the 25/8-10 S T2 sidetrack in the interval 1749 m to 1786 m. (Lista and Heimdal Formations). After wire line logging the 25/8-10S T2 well a drill stem test of the upper sand interval, in the Hermod Formation, was performed. Fluid samples were taken during the DST. The well was permanently abandoned on 5 June 1997 as an oil and gas discovery, named the 25/8-10 S Ringhorne Discovery.
    Testing
    The interval from 1727.0 m to 1740.5 m (1698.6 - 1711.9 m TVD SS) in the Hermod Formation was perforated. The test showed an unconsolidated reservoir with high porosity. The GOR at rate 445 Sm3 fluid/day increased roughly from 45 Sm3/Sm3 to 90 Sm3/Sm3 as the wellhead pressure increased from 600 to 800 psia. This was considered consistent with the presence of a gas cap.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1100.00
    1890.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1722.0
    1749.7
    [m ]
    2
    1749.0
    1786.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    64.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1749-1754m
    Kjerne bilde med dybde: 1754-1759m
    Kjerne bilde med dybde: 1759-1764m
    Kjerne bilde med dybde: 1764-1769m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1774m
    1749-1754m
    1754-1759m
    1759-1764m
    1764-1769m
    1769-1774m
    Kjerne bilde med dybde: 1774-1779m
    Kjerne bilde med dybde: 1779-1784m
    Kjerne bilde med dybde: 1784-1786m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1774-1779m
    1779-1784m
    1784-1786m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1110.0
    [m]
    DC
    CGG
    1130.0
    [m]
    DC
    CGG
    1150.0
    [m]
    DC
    CGG
    1160.0
    [m]
    DC
    CGG
    1170.0
    [m]
    DC
    CGG
    1190.0
    [m]
    DC
    CGG
    1200.0
    [m]
    DC
    CGG
    1220.0
    [m]
    DC
    CGG
    1230.0
    [m]
    DC
    CGG
    1240.0
    [m]
    DC
    CGG
    1250.0
    [m]
    DC
    CGG
    1260.0
    [m]
    DC
    CGG
    1270.0
    [m]
    DC
    CGG
    1280.0
    [m]
    DC
    CGG
    1290.0
    [m]
    DC
    CGG
    1300.0
    [m]
    DC
    CGG
    1310.0
    [m]
    DC
    CGG
    1320.0
    [m]
    DC
    CGG
    1330.0
    [m]
    DC
    CGG
    1340.0
    [m]
    DC
    CGG
    1350.0
    [m]
    DC
    CGG
    1360.0
    [m]
    DC
    CGG
    1370.0
    [m]
    DC
    CGG
    1380.0
    [m]
    DC
    CGG
    1390.0
    [m]
    DC
    CGG
    1410.0
    [m]
    DC
    CGG
    1420.0
    [m]
    DC
    CGG
    1430.0
    [m]
    DC
    CGG
    1440.0
    [m]
    DC
    CGG
    1460.0
    [m]
    DC
    CGG
    1470.0
    [m]
    DC
    CGG
    1480.0
    [m]
    DC
    CGG
    1500.0
    [m]
    DC
    CGG
    1510.0
    [m]
    DC
    CGG
    1520.0
    [m]
    DC
    CGG
    1530.0
    [m]
    DC
    CGG
    1540.0
    [m]
    DC
    CGG
    1560.0
    [m]
    DC
    CGG
    1570.0
    [m]
    DC
    CGG
    1580.0
    [m]
    DC
    CGG
    1590.0
    [m]
    DC
    CGG
    1600.0
    [m]
    DC
    CGG
    1612.0
    [m]
    DC
    CGG
    1618.0
    [m]
    DC
    CGG
    1624.0
    [m]
    DC
    CGG
    1630.0
    [m]
    DC
    CGG
    1636.0
    [m]
    DC
    CGG
    1642.0
    [m]
    DC
    CGG
    1648.0
    [m]
    DC
    CGG
    1654.0
    [m]
    DC
    CGG
    1660.0
    [m]
    DC
    CGG
    1662.0
    [m]
    DC
    CGG
    1672.0
    [m]
    DC
    CGG
    1684.0
    [m]
    DC
    CGG
    1690.0
    [m]
    DC
    CGG
    1702.0
    [m]
    DC
    CGG
    1705.0
    [m]
    DC
    CGG
    1711.0
    [m]
    DC
    CGG
    1717.0
    [m]
    DC
    CGG
    1722.7
    [m]
    C
    CGG
    1723.0
    [m]
    C
    CGG
    1725.8
    [m]
    C
    CGG
    1726.0
    [m]
    C
    CGG
    1727.0
    [m]
    C
    CGG
    1728.1
    [m]
    C
    CGG
    1729.0
    [m]
    C
    CGG
    1730.0
    [m]
    C
    CGG
    1731.4
    [m]
    C
    CGG
    1732.0
    [m]
    C
    CGG
    1733.7
    [m]
    C
    CGG
    1735.0
    [m]
    C
    CGG
    1735.5
    [m]
    C
    CGG
    1738.0
    [m]
    C
    CGG
    1738.3
    [m]
    C
    CGG
    1739.0
    [m]
    C
    CGG
    1741.0
    [m]
    C
    CGG
    1744.0
    [m]
    C
    CGG
    1747.0
    [m]
    C
    CGG
    1750.0
    [m]
    C
    CGG
    1753.0
    [m]
    C
    CGG
    1756.0
    [m]
    C
    CGG
    1759.0
    [m]
    C
    CGG
    1761.0
    [m]
    C
    CGG
    1765.0
    [m]
    C
    CGG
    1768.0
    [m]
    C
    CGG
    1771.0
    [m]
    C
    CGG
    1774.0
    [m]
    C
    CGG
    1777.0
    [m]
    C
    CGG
    1778.0
    [m]
    C
    CGG
    1779.0
    [m]
    C
    CGG
    1780.9
    [m]
    C
    CGG

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    FMT
    0.00
    0.00
    YES
    MDT
    0.00
    0.00
    YES

  • 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
    87.99

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1727
    1740
    14.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.000
    4.000
    4.000
    70
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    413
    15
    0.900
    0.680

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD - GR RES DIR
    228
    1086
    MWD - GR RES DIR
    1076
    1707

  • 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
    227.0
    36
    228.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1076.0
    17 1/2
    1091.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1890.0
    8 1/2
    1890.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    228
    1.03
    SPUD MUD
    890
    1.32
    31.0
    OIL (REGULAR)
    1000
    1.06
    SPUD MUD
    1050
    1.32
    32.0
    OIL (REGULAR)
    1091
    1.43
    60.0
    LO-TOX OBM
    1150
    1.32
    28.0
    LO-TOX OBM
    1244
    1.32
    26.0
    LO-TOX OBM
    1518
    1.32
    28.0
    LO-TOX OBM
    1751
    1.32
    29.0
    LO-TOX OBM
    1786
    1.32
    30.0
    LO-TOX OBM
    1890
    1.32
    30.0
    OIL (REGULAR)

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.19