Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/8-1

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.
    25/8-1
    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
    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.
    25/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE CS 40.sp 5650
    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.
    36-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.04.1970
    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.
    04.07.1970
    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.
    04.07.1972
    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.
    01.08.2010
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    9.0
    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").
    2606.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    71
    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.
    EARLY PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 15' 2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 29' 35.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6568213.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    471091.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    173

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/8-1 was drilled on the Utsira High in the North Sea. The main purpose was to test an Eocene structural closure, up dip from oil-bearing Eocene sands in Well 25/11-1.
    Operations and results
    Wildcat well 25/8-1 was spudded with the vessel Glomar Grand Isle on 28 April 1970. Drilling operations were normal down to 2606 m, which became TD in the well, 289 m into the Early Permian Undefined Group. While drilling at this depth the drilling pipe parted. After recovering the upper portion of the drill pipe the top of the portion left in the hole was found to be at 2559. Attempts to recover the fish failed and after logging and taking sidewall cores in the uncased hole the well was prepared for testing. Initial drilling from the sea floor to 378 m was with sea water and gell. Below 378 m to 1311 m, the mud system consisted of sea water, spersene XP-20 salinex. From 1311 m to TD fresh water, spersene XP-20 mud was used.
    The well penetrated several Tertiary sands above the Paleocene (Utsira and Skade Formations). These sands were water wet, but some methane was recorded in the upper part of the Utsira Formation. Two Paleoocene sands (Hermod Formation at 1754.4 - 1758.1 m and 1759.0 - 1763.0 m) were found. The sands were separated by a thin 1 m shale section. Upon testing, the sands were found to be capable of producing approximately 429 Sm3 of 21.7 deg API gravity, low sulphur (0.77 to 0.80%) oil per day. All other sands or reservoirs penetrated by the well, including the Heimdal Formation at 1777 to 1812 m, were water wet without shows.
    Seven cores were cut in the well. Core no 1 was cut from 1676.4 to 1684.9 m in the Balder Formation, cores no 2 to 5 were cut in the interval 1724.3 to 1790.7 m in the Balder/Sele/Hermod/Sele/Lista/Heimdal Formations, core no 6 was cut at 1828.8 to 1847.1 m in the Lista/Våle Formations, and core no 7 was cut at 2359.2 to 2377.4 m in the Undefined Group. FIT wire line fluid samples were taken at 1756.6 m (5.5 gallons oil), 1760.5 m (5 gallons oil), and at 1783.1 m (5 gallons water). The oil gravity was 21.7 and 21.8 deg API with 0.77% and 0.80%, respectively.
    The well was permanently abandoned on 4 July 1970 as an oil discovery.
    Testing
    A production test performed in the interval 1755.0 to 1762.4 m in the Hermod Formation sand. The well was tested in four successive flow periods of increasing drawdown pressures. The final flow period lasted about 19 hours; during this period the average rate was about 429 Sm3/day through a 64/64" choke. The GOR was 23.2 Sm3/Sm3 (130 ft3/barrel), oil gravity was 21 deg API. Only trace quantities of basal sediments and water were produced during the test. No sand was detected in the produced fluid sampled at the surface; however, a small quantity of fine-grain sand was removed from the bottom-hole fluid samplers.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2407.92
    2603.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5500.0
    5528.0
    [ft ]
    2
    5657.0
    5715.0
    [ft ]
    3
    5713.0
    5770.0
    [ft ]
    4
    5770.0
    5815.0
    [ft ]
    5
    5815.0
    5875.0
    [ft ]
    6
    6000.0
    6060.0
    [ft ]
    7
    7740.0
    7794.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    110.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    6360.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6400.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6440.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6480.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6500.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6510.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6520.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6530.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6540.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6550.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6560.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6570.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6600.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6610.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6640.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6650.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6680.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6700.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6720.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6760.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6760.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6800.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6800.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6840.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6880.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6920.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6960.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7000.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7040.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7080.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7120.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7160.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7200.0
    [ft]
    DC
    RRI

  • 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
    TEST1
    1762.00
    1755.00
    30.06.1970 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.96
    pdf
    1.40
    pdf
    0.64
    pdf
    2.44

  • 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
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.55
    pdf
    38.47

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1755
    1762
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    429
    9965
    0.930
    23

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC SON GR CAL
    389
    2540
    DIP
    389
    2083
    FDC
    1328
    2540
    GR
    134
    389
    IES
    389
    2548
    MLL CAL
    389
    1915
    VELOCITY
    135
    2600

  • 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
    163.0
    36
    165.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    390.0
    26
    405.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1330.0
    18
    1346.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1881.0
    12 1/4
    1903.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2606.0
    8 1/2
    2606.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    378
    1.05
    seawater
    1310
    1.07
    sw/sper
    2619
    1.04
    fw/sper

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1754.00
    [m ]
    1754.00
    [m ]
    1755.00
    [m ]
    1756.00
    [m ]
    1754.00
    [m ]
    5866.00
    [ft ]
    5845.00
    [ft ]
    5862.00
    [ft ]
    5875.00
    [ft ]
    6042.50
    [ft ]
    5776.50
    [ft ]
    5869.00
    [ft ]
    5836.00
    [ft ]
    5773.00
    [ft ]
    5825.50
    [ft ]
    7767.00
    [m ]
    7740.00
    [ft ]

  • 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
    0.21