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

25/10-8

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.
    25/10-8
    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
    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.
    25/10-8
    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.
    867-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    50
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.02.1997
    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.
    07.04.1997
    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.
    07.04.1999
    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.
    15.11.2001
    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/GAS
    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.
    LATE 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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    115.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2653.0
    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).
    2653.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.7
    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° 1' 48.48'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 13' 25.35'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6543817.16
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455437.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2955

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/10-8 was drilled with "Deep Sea Trym" to test the Hanz prospect with multiple targets. The well found gas and oil in the Upper Jurassic. A sidetrack, 25/10-8 A, was drilled to test the extension of this discovery to the east.
    Operations and results
    Exploration well 25/10-8 was spudded with the semi-submersible installation "Deepsea Trym" 17 February 1997 and drilled to a total depth of 2653 m in the Early Permian Rotliegend Group. Water based mud was used down to 1080 m and an AncoVert oil based mud from 1080 to TD. Well 25/10-8 found the Heimdal Fm to be water wet, the Upper Jurassic sands to contain gas and oil and the Middle Jurassic and Rotliegendes sands to be water wet. A core was cut from 2080 - 2107 m in the Heimdal Formation, a second core was cut from 2518 - 2546 m in Callovian Jurassic to Triassic sediments. After testing the well was plugged back to the 13 3/8" casing on 4 April 1997 as an oil and gas discovery. Sidetrack 25/10-8 A was kicked off from 1067 m and drilled to a total depth of 3460 m (2537 m TVD RKB) in Late Jurassic. An 8 1/2" hole was drilled to core point at 3110 m using oil based mud. Three cores were cut in the Late Jurassic; 3110 to 3147 m, 3147 to 3165 m , and 3165 to 3202 m. No wireline logs were run in well 25/10-8 A, only MWD. No fluid samples were taken. All reservoir sands were found water wet and sidetrack 25/10-8 A was permanently abandoned as a dry well on 27 April 1997.
    Testing
    Well 25/10-8 was perforated from 2391.4 - 2398.4 m in the Upper Jurassic. The drill stem test flowed 692 Sm3/D oil of density 0.84 g/cm3

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1090.00
    2652.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2080.0
    2107.9
    [m ]
    2
    2518.0
    2546.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    56.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2080-2085m
    Kjerne bilde med dybde: 2085-2090m
    Kjerne bilde med dybde: 2090-2095m
    Kjerne bilde med dybde: 2095-2100m
    Kjerne bilde med dybde: 2100-2105m
    2080-2085m
    2085-2090m
    2090-2095m
    2095-2100m
    2100-2105m
    Kjerne bilde med dybde: 2105-2107m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2523m
    Kjerne bilde med dybde: 2523-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2528-2533m
    Kjerne bilde med dybde: 2533-2538m
    2105-2107m
    2518-2523m
    2523-2528m
    2528-2533m
    2533-2538m
    Kjerne bilde med dybde: 2538-2543m
    Kjerne bilde med dybde: 2543-2546m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2538-2543m
    2543-2546m

  • 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
    2392.00
    2398.00
    30.03.1997 - 09:20
    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
    201.0
    36
    201.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1067.0
    17 1/2
    1080.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2249.0
    12 1/4
    2249.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2653.0
    8 1/2
    2653.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2392
    2398
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    24.000
    25.000
    94
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    692
    0.840
    0.700
    116

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL GR CHT
    2345
    2650
    DPR - GR RES DIR
    67
    214
    DPR - GR RES DIR
    1070
    2066
    DPR - GR RES DIR
    2235
    2505
    DPR - GR RES DIR
    2505
    2596
    DPR - GR RES MDL MNP
    2023
    2235
    DPR GRC MDL MNP
    2356
    2639
    GR CCL
    2241
    2364
    HDLL MAC DGR
    1050
    2649
    MRIL ZDL CND DSL
    1065
    2637
    RCI GR
    2078
    2629
    RCI GR
    2117
    2528
    RCI GR
    2372
    2397
    SWC GR
    1502
    2598
    VSP
    460
    2650

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.45

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.96
    pdf
    1.36

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    80.09

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    200
    1.75
    spud mud
    200
    1.75
    low solids
    1034
    1.75
    low solids
    1080
    1.40
    36.0
    oil based
    1081
    1.40
    36.0
    oil based
    1081
    1.74
    low solids
    1083
    1.33
    30.0
    oil based
    1184
    1.32
    32.0
    oil based
    1492
    1.32
    37.0
    oil based
    1581
    1.32
    34.0
    oil based
    1770
    1.32
    35.0
    oil based
    1884
    1.32
    33.0
    oil based
    2080
    1.32
    34.0
    oil based
    2092
    1.32
    32.0
    oil based
    2107
    1.32
    30.0
    oil based
    2249
    1.32
    32.0
    oil based
    2360
    1.32
    32.0
    oil based
    2518
    1.32
    33.0
    oil based
    2545
    1.32
    33.0
    oil based
    2610
    1.32
    30.0
    oil based
    2653
    1.32
    28.0
    oil based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2122.0
    [m]
    DC
    RRI
    2131.0
    [m]
    DC
    RRI
    2137.0
    [m]
    DC
    RRI
    2161.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2179.0
    [m]
    DC
    RRI
    2182.0
    [m]
    DC
    RRI
    2191.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI