Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/10-4

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.
    25/10-4
    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.
    SUSPENDED
    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.
    25/10-4
    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.
    270-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.12.1980
    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.
    18.01.1981
    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.
    18.01.1983
    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.
    26.05.2009
    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.
    EOCENE
    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.
    INTRA BALDER FM SS
    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.
    126.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2349.0
    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).
    2348.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    60
    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.
    LATE 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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 11' 25.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 19' 49.62'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6561599.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    461743.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    217

  • Brønnhistorie
    General
    This well was drilled in two phases, a primary well bore 25/10-4, and a re-entry well bore 25/10-4 R. The well was drilled in the western part of the Balder Field in the North Sea. The primary objective was to establish the presence of a thick accumulation of Paleocene oil sand, and evaluate sand-shale distribution and reservoir quality. The top of the reservoir was anticipated to be at 1698 m subsea. As a secondary high-risk objective, the well was to be drilled to 2700 m to test for the presence of hydrocarbons in the Permian. This test was necessary as any hydrocarbons present could critically affect the design and location of a possible production platform.
    Operations and results
    Appraisal well 25/10-4 was spudded with the semi-submersible installation Glomar Biscay II on 8 December 1980 and drilled to TD at 2348 m in the Late Permian Zechstein Group where the well was suspended due at 18 January 1981 due to a pressing need for the rig to drill other Balder Field delineation wells, combined with unexpected delays in the 25/10-4 well progress as a result of lost circulation. The re-entry commenced on 29 May 1981 and deepened the well to 2550 m in a massive unconsolidated sand of Permian/ Carboniferous age. The top hole down to 30" casing depth at 214 m was drilled with seawater. Below 214 m the well, including the re-entry well, was drilled with seawater/gels/lignosulphonate.
    The main oil sand of Paleocene age was encountered between 1759.5 m and 1784.0 m. The net oil sand was 22 m thick. The Triassic section had several thin and oil-bearing sandstones not detected before in the area. A wire line FIT in one of these sands proved live oil. In total these sandstones made up 21 m net sand but the accumulation was considered insignificant. Cuttings from 2130 m (Early Jurassic) through Permian Zechstein and the upper part of the Permian/Carboniferous unconsolidated sandstone contained traces/shows of hydrocarbons.
    No cores were cut. A wire line FIT at 2226 m in a thin Triassic sandstone recovered 7500 cm3 oil with some mud.
    The well was permanently abandoned on 13 June 1981 as an oil appraisal well.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    2350.00

  • 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
    214.0
    36
    214.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    497.0
    17 1/2
    512.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1288.5
    12 1/4
    1305.0
    1.71
    LOT
    LINER
    7
    2279.0
    8 1/2
    2349.0
    1.63
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DEN NEU
    1272
    2348
    DLL MLL
    1600
    1949
    IEL AC GR SP
    150
    2343
    TEMP
    451
    1245

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.60
    pdf
    20.29
    pdf
    14.19

  • 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
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    460
    1.10
    35.0
    seawater
    730
    1.08
    51.0
    seawater
    1160
    1.07
    38.0
    waterbased
    1450
    1.12
    39.0
    waterbased
    1750
    1.10
    44.0
    waterbased
    1910
    1.15
    48.0
    waterbased
    2120
    1.20
    51.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1150.0
    [m]
    DC
    1180.0
    [m]
    DC
    1210.0
    [m]
    DC
    1240.0
    [m]
    DC
    1270.0
    [m]
    DC
    1300.0
    [m]
    DC
    1330.0
    [m]
    DC
    1360.0
    [m]
    DC
    1390.0
    [m]
    DC
    1420.0
    [m]
    DC
    1450.0
    [m]
    DC
    1480.0
    [m]
    DC
    1510.0
    [m]
    DC
    1540.0
    [m]
    DC
    1570.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    1650.0
    [m]
    DC
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1675.0
    [m]
    DC
    RRI
    1678.0
    [m]
    DC
    1684.0
    [m]
    DC
    RRI
    1687.0
    [m]
    DC
    1696.0
    [m]
    DC
    1696.0
    [m]
    DC
    RRI
    1702.0
    [m]
    DC
    1705.0
    [m]
    DC
    1705.0
    [m]
    DC
    RRI
    1708.0
    [m]
    DC
    1711.0
    [m]
    DC
    1714.0
    [m]
    DC
    1717.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1723.0
    [m]
    DC
    1726.0
    [m]
    DC
    1729.0
    [m]
    DC
    1729.0
    [m]
    DC
    RRI
    1732.0
    [m]
    DC
    1738.0
    [m]
    DC
    1744.0
    [m]
    DC
    1744.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    1759.0
    [m]
    DC
    RRI
    1771.0
    [m]
    DC
    1790.0
    [m]
    DC
    1810.0
    [m]
    DC
    1830.0
    [m]
    DC
    1850.0
    [m]
    DC
    1870.0
    [m]
    DC
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    1930.0
    [m]
    DC
    1950.0
    [m]
    DC
    1960.0
    [m]
    DC
    1970.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    2000.0
    [m]
    DC
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    2020.0
    [m]
    DC
    2050.0
    [m]
    DC
    2070.0
    [m]
    DC
    2090.0
    [m]
    DC
    2110.0
    [m]
    DC
    2130.0
    [m]
    DC
    2150.0
    [m]
    DC
    2170.0
    [m]
    DC
    2190.0
    [m]
    DC
    2210.0
    [m]
    DC
    2230.0
    [m]
    DC
    2250.0
    [m]
    DC
    2270.0
    [m]
    DC
    2290.0
    [m]
    DC
    2310.0
    [m]
    DC
    2330.0
    [m]
    DC
    2340.0
    [m]
    DC
    2346.0
    [m]
    SWC
    2350.0
    [m]
    DC
    2355.0
    [m]
    SWC
    2362.5
    [m]
    SWC
    2364.5
    [m]
    SWC
    2380.0
    [m]
    SWC
    2395.0
    [m]
    SWC
    2405.0
    [m]
    SWC
    2418.0
    [m]
    SWC
    2423.0
    [m]
    SWC
    2450.0
    [m]
    SWC
    2483.0
    [m]
    SWC
    2530.0
    [m]
    SWC