Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/8-6

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.
    25/8-6
    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.
    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.
    25/8-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ES 9403 & INLINE 2306 / CDP 1827
    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.
    813-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    40
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.05.1995
    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.
    27.06.1995
    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.
    27.06.1997
    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.
    APPRAISAL
    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.
    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.
    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.
    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.
    128.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2577.0
    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).
    2569.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    13.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    88
    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° 28' 18.42'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 20' 15.37'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6592927.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    462464.17
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2573

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/8-6 was drilled to appraise the 25/8-5 S Discovery (Jotun) resource base and to confirm the OWC. The well is located close to the crest of the field, close to the western block boundary and PL103, who participated in the well.
    The well was drilled as a possible future vertical sub-sea producer.
    Operations and results
    Appraisal well 25/8-6 was spudded with the semi-submersible installation "Vildkat Explorer" on 19 May 1995 and drilled to TD at 2565 m. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1060 m and KCl/glycol mud from 1060 m to TD. Due to bad hole condition it was impossible to get wire line logs below 1460 m. The well was plugged back on 6 June and technically sidetracked& (25/8-6T2) from just below the 13 3/8" casing at 1073 m using "Lo-Tox" mineral oil based mud. This well bore built up to 13& at 1329 m and then dropped back to vertical at 1600 m, the well was kept vertical down through the reservoir. It was drilled to TD at 2577 m in the in the Early Paleocene Ekofisk Formation. Successful wire line logging was achieved in this well bore. The well confirmed oil in the Heimdal Formation with OWC at 2090 m TVD SS (2122.6 m RKB in the technical sidetrack) in clean sand.
    Eight cores were cut in the first well bore. Two were cut in shales of the Lista Formation (2054m to 2057 m and 2057 m to 2065 m). Due to very slow coring rate, coring was discontinued and a 12 1/4" hole was drilled down to 2077 m at the next core point. Six cores were subsequently cut in Heimdal Formation sandstone in the interval 2077 m to 2137.5 m. MDT fluid samples were taken in the Heimdal Formation at 2082.2 m (oil), 2122.1 m (oil), 2123.0 m (water + ca 15% oil), 2143.5 m (water), and 2145 m (water). After running TD logs, a string of 10-3/4" x 9-5/8" production casing was run and cemented, and the well was suspended on 27 June 1995 as an oil appraisal and potential future sub sea producer.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1070.00
    2565.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2054.0
    2056.0
    [m ]
    2
    2057.0
    2063.5
    [m ]
    3
    2077.0
    2084.2
    [m ]
    4
    2084.5
    2096.9
    [m ]
    5
    2097.0
    2098.9
    [m ]
    6
    2100.0
    2109.5
    [m ]
    7
    2109.5
    2119.0
    [m ]
    8
    2119.0
    2137.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    67.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2056m
    Kjerne bilde med dybde: 2057-2061m
    Kjerne bilde med dybde: 2061-2063m
    Kjerne bilde med dybde: 2077-2081m
    Kjerne bilde med dybde: 2081-2084m
    2054-2056m
    2057-2061m
    2061-2063m
    2077-2081m
    2081-2084m
    Kjerne bilde med dybde: 2084-2088m
    Kjerne bilde med dybde: 2088-2092m
    Kjerne bilde med dybde: 2092-2096m
    Kjerne bilde med dybde: 2096-2097m
    Kjerne bilde med dybde: 2097-2099m
    2084-2088m
    2088-2092m
    2092-2096m
    2096-2097m
    2097-2099m
    Kjerne bilde med dybde: 2100-2104m
    Kjerne bilde med dybde: 2104-2108m
    Kjerne bilde med dybde: 2108-2109m
    Kjerne bilde med dybde: 2109-2113m
    Kjerne bilde med dybde: 2113-2117m
    2100-2104m
    2104-2108m
    2108-2109m
    2109-2113m
    2113-2117m
    Kjerne bilde med dybde: 2117-2119m
    Kjerne bilde med dybde: 2119-2123m
    Kjerne bilde med dybde: 2123-2127m
    Kjerne bilde med dybde: 2127-2131m
    Kjerne bilde med dybde: 2131-2135m
    2117-2119m
    2119-2123m
    2123-2127m
    2127-2131m
    2131-2135m
    Kjerne bilde med dybde: 2135-2137m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2135-2137m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1965.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2054.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2058.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2063.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2078.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2084.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2092.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2107.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2108.0
    [m]
    C
    RRI
    2118.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    C
    RRI
    2124.0
    [m]
    C
    RRI
    2126.0
    [m]
    C
    RRI
    2127.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2128.0
    [m]
    C
    RRI
    2136.0
    [m]
    C
    RRI
    2137.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2148.0
    [m]
    C
    RRI
    2477.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2486.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2495.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2531.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2558.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2565.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.70

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    54.72

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT IPL HNGS ACTC PCD
    1048
    2574
    AIT IPL HNGS ACTS
    1048
    2574
    ARI GR
    1048
    1060
    ARI GR
    1048
    1060
    ARI IPL MSFL HNGS ACTS
    1048
    1460
    ARI IPL MSFL HNGS ACTS
    1048
    1060
    CBL VDL CCL GR
    1235
    2474
    CST GR
    1069
    2549
    EPT DSI GR ACTC
    1048
    2570
    LWD - GR RES DEN NEU
    2028
    2073
    LWD - GR RES DEN NEU
    2055
    2207
    LWD - GR RES DEN NEU
    2211
    2561
    MDT GR
    2082
    2201
    MWD - GR RES
    212
    1055
    MWD - GR RES
    1048
    2039
    MWD - GR RES
    1073
    2258
    MWD - GR RES
    2258
    2503
    MWD - GR RES
    2503
    2571
    VSP GR
    153
    2570

  • 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
    215.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1048.0
    17 1/2
    1050.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2577.0
    12 1/4
    2577.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    194
    1.13
    DUMMY
    1060
    1.32
    16.0
    WATER BASED
    1063
    1.32
    17.0
    WATER BASED
    1246
    1.43
    56.0
    OIL BASED
    1667
    1.43
    44.0
    OIL BASED
    2054
    1.35
    25.0
    WATER BASED
    2077
    1.35
    22.0
    WATER BASED
    2085
    1.35
    21.0
    WATER BASED
    2100
    1.37
    22.0
    WATER BASED
    2110
    1.37
    23.0
    WATER BASED
    2138
    1.37
    21.0
    WATER BASED
    2200
    1.53
    31.0
    WATER BASED
    2211
    1.37
    20.0
    WATER BASED
    2237
    1.43
    51.0
    OIL BASED
    2320
    1.43
    47.0
    OIL BASED
    2335
    1.37
    20.0
    WATER BASED
    2473
    1.37
    20.0
    WATER BASED
    2500
    1.43
    43.0
    OIL BASED
    2507
    1.43
    45.0
    OIL BASED
    2538
    1.43
    50.0
    OIL BASED
    2565
    1.50
    28.0
    WATER BASED
    2577
    1.43
    45.0
    OIL BASED

  • 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
    0.22