Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/10-8 A

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 A
    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.
    25/10-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ESD 96-215& SP. 323 /ESD 96-227 & SP. 51
    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.
    889-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    20
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.04.1997
    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.
    27.04.1997
    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.
    27.04.1999
    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
    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.
    DRY
    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.
    115.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3460.0
    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).
    2562.2
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    59
    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 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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    3098

  • 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. No drillstem test was performed in 25/10-8 A.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1080.00
    3460.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3110.0
    3147.6
    [m ]
    2
    3147.0
    3164.6
    [m ]
    3
    3165.0
    3202.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    92.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3110-3115m
    Kjerne bilde med dybde: 3115-3120m
    Kjerne bilde med dybde: 3120-3125m
    Kjerne bilde med dybde: 3125-3130m
    Kjerne bilde med dybde: 3130-2335m
    3110-3115m
    3115-3120m
    3120-3125m
    3125-3130m
    3130-2335m
    Kjerne bilde med dybde: 3135-3140m
    Kjerne bilde med dybde: 3140-3145m
    Kjerne bilde med dybde: 3145-3147m
    Kjerne bilde med dybde: 3147-3152m
    Kjerne bilde med dybde: 3152-3157m
    3135-3140m
    3140-3145m
    3145-3147m
    3147-3152m
    3152-3157m
    Kjerne bilde med dybde: 3157-3162m
    Kjerne bilde med dybde: 3162-3164m
    Kjerne bilde med dybde: 3165-3170m
    Kjerne bilde med dybde: 3170-3175m
    Kjerne bilde med dybde: 3175-3180m
    3157-3162m
    3162-3164m
    3165-3170m
    3170-3175m
    3175-3180m
    Kjerne bilde med dybde: 3180-3185m
    Kjerne bilde med dybde: 3185-3190m
    Kjerne bilde med dybde: 3190-3195m
    Kjerne bilde med dybde: 3195-3200m
    Kjerne bilde med dybde: 3200-3202m
    3180-3185m
    3185-3190m
    3190-3195m
    3195-3200m
    3200-3202m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    C
    APT
    3118.8
    [m]
    C
    APT
    3130.6
    [m]
    C
    APT
    3140.3
    [m]
    C
    APT
    3155.5
    [m]
    C
    APT
    3160.7
    [m]
    C
    APT
    3168.7
    [m]
    C
    APT
    3179.4
    [m]
    C
    APT
    3192.7
    [m]
    C
    APT
    3202.0
    [m]
    C
    APT
    3210.0
    [m]
    DC
    APT
    3216.0
    [m]
    DC
    APT
    3222.0
    [m]
    DC
    APT
    3228.0
    [m]
    DC
    APT
    3234.0
    [m]
    DC
    APT
    3240.0
    [m]
    DC
    APT
    3246.0
    [m]
    DC
    APT
    3250.0
    [m]
    DC
    APT
    3260.0
    [m]
    DC
    APT
    3270.0
    [m]
    DC
    APT
    3280.0
    [m]
    DC
    APT
    3290.0
    [m]
    DC
    APT
    3300.0
    [m]
    DC
    APT
    3310.0
    [m]
    DC
    APT
    3320.0
    [m]
    DC
    APT
    3330.0
    [m]
    DC
    APT
    3340.0
    [m]
    DC
    APT
    3350.0
    [m]
    DC
    APT
    3360.0
    [m]
    DC
    APT
    3370.0
    [m]
    DC
    APT
    3370.0
    [m]
    DC
    APT
    3380.0
    [m]
    DC
    APT
    3390.0
    [m]
    DC
    APT
    3400.0
    [m]
    DC
    APT
    3410.0
    [m]
    DC
    APT
    3430.0
    [m]
    DC
    APT
    3440.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.30

  • 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
    58.55

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR RES DEN NEU DIR
    3460
    3460
    GR RES DENS NEU
    3070
    3406
    GR RES DIR
    1077
    3110
    GR RES DIR
    3147
    3165
    GR RES DIR
    3165
    3202
    GR RES DIR
    3202
    3460

  • 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
    1070.0
    17 1/2
    1080.0
    1.56
    LOT
    OPEN HOLE
    3460.0
    8 1/2
    3460.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    200
    1.75
    low solids
    200
    1.75
    spud mud
    1034
    1.75
    low solids
    1081
    1.74
    35.0
    50.0
    oil based
    1244
    1.30
    34.0
    oil based
    1939
    1.30
    36.0
    oil based
    2347
    1.30
    38.0
    60.5
    oil based
    2465
    1.40
    48.0
    52.0
    oil based
    2943
    1.30
    37.0
    54.0
    oil based
    2959
    1.40
    43.0
    54.0
    oil based
    3103
    1.38
    37.0
    58.0
    oil based
    3110
    1.38
    38.0
    56.0
    oil based
    3148
    1.38
    39.0
    54.0
    oil based
    3165
    1.38
    36.0
    54.0
    oil based
    3202
    1.38
    35.0
    50.0
    oil based
    3348
    1.38
    35.0
    48.0
    oil based
    3385
    1.40
    35.0
    oil based
    3460
    1.38
    38.0
    52.0
    oil based
    3460
    1.44
    36.0
    50.0
    oil based