Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/8-7

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.
    25/8-7
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/8-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 9202-409 & sp 1470. UHP 92-53 & sp 32
    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.
    Amerada Hess Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    818-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    23
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.07.1995
    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.
    12.08.1995
    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.
    12.08.1997
    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.
    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 SHOWS
    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
    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.
    123.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2380.0
    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).
    2379.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    81
    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 JURASSIC
    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.
    AMUNDSEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 28' 28.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 34' 28.57'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6593127.02
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    475896.00
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2612

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration Well 25/8-7 is located East North-East of the Jotun Field. The two main objectives for drilling well 25/8-7 were to test the hydrocarbon potentials of the sandstones in the Lower Palaeocene Heimdal Formation (Krap prospect) and in the Middle Jurassic Hugin Formation.
    Operations and results
    Well 25/8-7 was spudded with the semi-submersible installation "Dyvi Stena" on 21 July 1995 and drilled to a total depth of 2380 m, 40 metres into the Early Jurassic Amundsen Formation. The well was drilled with seawater and high viscous pills through the 36" and 17 1/2" hole sections down to 1070 m. After setting the 13 3/8" casing the mud system was changed to a 1.27 SG KCL/ polymer system with 3 - 4 % glycol added for drilling the 12 1/4" and 8 1/2" sections to final TD. No shallow gas or boulder beds were encountered in the uppermost well section.
    The well penetrated mainly clays and claystones in the Nordland, Hordaland and Rogaland groups. Grid Formation sands were encountered from 1293 m to 1348 m and 1484 m to 1504 m. Minor thin distal remnants of the Heimdal Formation sands were encountered between 2050 and 2061.5 metres, however these proved water wet. Top Ty Formation was reached at 2157 m, consisting of clean sandstone divided by a thin shale bed. It continued down to top Shetland Group at 2209 metres. No hydrocarbons were found in the Ty Formation. The Shetland Group consisted mainly of chalk with the Cromer Knoll Group consisting of limestones interbedded with claystones and marls. The Hugin Formation sandstones came in at 2318 m and were found to be water bearing. Traces of dark brown tarry dead oil staining together with weak, dull yellow fluorescence and slight petroliferous odour was seen in the Heimdal Formation sands and claystones from 2050 m to 2061.5 m. Similarly traces of dark brown tarry dead oil stained grains were described at the top of the Hugin Formation at 2318 m and in a sidewall core recovered from 2315 m. Post well organic geochemical analysis performed by Geolab Nor indicates hydrocarbons, possibly locally migrated, occur throughout the Heimdal Formation interbedded sand and claystones section. Traces of migrated liquid hydrocarbons are present in the Ty Formation interval 2187 m - 2199 m with larger amounts detected in the Hugin Formation at around 2319 m and in the underlying Sleipner Formation sands, e.g. at 2333 m. Three cores were cut in the 8 1/2" hole section. Two cores, totalling 8.9 metres of sand and clay were cut in the Heimdal Formation and one 19.68 metre core was cut in excellent reservoir sands of the Hugin Formation.
    One FMT fluid sample was taken at 2105.5 m in the Våle Formation. The 10 l clean-up chamber was drained at well-site and contained only mud filtrate and formation water, the 4 l PVT chamber was sent onshore and flash to stock-tank conditions in laboratory gave gas and water with a gas/water ratio of 2.2 Sm3/Sm3. The gas gravity (air = 1) was 0.5956. The well was permanently abandoned as a well with shows on 12 August 1995.
    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]
    1080.00
    2378.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2053.0
    2053.7
    [m ]
    2
    2053.0
    2061.9
    [m ]
    3
    2319.0
    2338.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    29.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2053-2054m
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2058m
    Kjerne bilde med dybde: 2058-2062m
    Kjerne bilde med dybde: 2319-2324m
    Kjerne bilde med dybde: 2324-2329m
    2053-2054m
    2054-2058m
    2058-2062m
    2319-2324m
    2324-2329m
    Kjerne bilde med dybde: 2329-2334m
    Kjerne bilde med dybde: 2334-2339m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2329-2334m
    2334-2339m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1750.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1772.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1794.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1805.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1824.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1830.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1852.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1875.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1882.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1916.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1928.7
    [m]
    SWC
    RRI
    1941.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1959.0
    [m]
    DC
    RRI
    1968.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1992.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2022.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2031.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2037.0
    [m]
    DC
    RRI
    2048.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2054.0
    [m]
    C
    RRI
    2054.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2058.0
    [m]
    C
    RRI
    2061.0
    [m]
    DC
    RRI
    2061.9
    [m]
    C
    RRI
    2067.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2082.0
    [m]
    DC
    RRI
    2093.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2105.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2121.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2139.0
    [m]
    DC
    RRI
    2148.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2156.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2172.0
    [m]
    DC
    RRI
    2178.0
    [m]
    DC
    RRI
    2187.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2199.0
    [m]
    DC
    RRI
    2211.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2223.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2268.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2280.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2299.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2305.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2318.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2322.0
    [m]
    C
    RRI
    2326.0
    [m]
    C
    RRI
    2330.0
    [m]
    C
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2331.3
    [m]
    C
    RRI
    2336.9
    [m]
    C
    RRI
    2338.7
    [m]
    C
    RRI
    2340.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2354.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2370.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.78
    pdf
    0.84

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    84.61

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMT HP GR
    0
    0
    FMT HP GR
    2027
    2160
    FMT HP GR
    2037
    2338
    HEXDIP GR
    1992
    2375
    MLL DLL DAC SL CAL
    1056
    1932
    MLL DLL DAC SL CAL
    1056
    1932
    MLL DLL MAC GR CAL
    1992
    2379
    MWD - D-RAW
    148
    225
    MWD - D-RAW
    225
    1070
    MWD DPR-RAW
    1070
    1411
    MWD DPR-RAW
    1411
    2010
    MWD DPR-RAW
    2010
    2053
    MWD DPR-RAW
    2053
    2319
    MWD DPR-RAW
    2319
    2380
    SWC GR
    1294
    1928
    SWC GR
    2017
    2370
    SWC GR
    2017
    2370
    VSP
    980
    2230
    VSP
    2220
    2360
    ZDL CN SL
    1992
    2376

  • 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
    219.0
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1057.0
    17 1/2
    1060.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1995.0
    12 1/4
    2000.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2380.0
    8 1/2
    2380.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1074
    1.27
    72.0
    WATER BASED
    1411
    1.27
    62.0
    WATER BASED
    1855
    1.29
    16.0
    WATER BASED
    2010
    1.29
    52.0
    WATER BASED
    2042
    1.26
    16.0
    WATER BASED
    2059
    1.26
    49.0
    WATER BASED
    2186
    1.26
    13.0
    WATER BASED
    2319
    1.26
    46.0
    WATER BASED
    2341
    1.26
    14.0
    WATER BASED
    2380
    1.26
    14.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2319.25
    [m ]
    2061.50
    [m ]
    2055.00
    [m ]
    2333.00
    [m ]
    2054.80
    [m ]
    2335.50
    [m ]
    2054.55
    [m ]
    2320.50
    [m ]
    2322.25
    [m ]
    2325.60
    [m ]
    2053.20
    [m ]
    2053.60
    [m ]
    2053.33
    [m ]
    2053.45
    [m ]

  • 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