Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/8-19 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.
    25/8-19 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
    Pressemelding
    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.
    25/8-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PGS16M01-PGS15917VIK (IL 36471. XL 132652)
    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.
    MOL Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1805-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    80
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.12.2019
    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.
    19.03.2020
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    19.03.2020
    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.
    19.03.2022
    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.
    08.08.2022
    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/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.
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    SKAGERRAK FM
    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).
    23.0
    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").
    2950.0
    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).
    2636.0
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 20' 13.21'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 21' 53.27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6577903.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463861.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8981

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/8-19 A was drilled as an appraisal well on the 25/8-19 S Evra discovery on the southern part of the Heimdal Terrace in the North Sea. Well 25/8-19 S found oil and gas in several intervals from Paleocene to Basement. The primary objective was to investigate the hydrocarbon bearing intervals encountered in well 25/8-19 S, find the oil-water contact and to perform a well test in the Skagerrak Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 25/8-19 A was kicked off from 1017 m in well 25/8-19 S on 31 December 2019. It was drilled with the semi-submersible installation Deepsea Bergen to 2950 m (2636.9 m TVD) in Basement rock. Hole problems led to plug back and drilling of a side-track for the planned well test. The side-track 25/8-19 A T2 was kicked off at 1960 m on 2 February 2020 and drilled to final TD at 2975 m (2567.8 m TVD) in Basement rock. The well was drilled with RheGuard oil-based mud from kick-off to TD.
    The well encountered thin gas and oil-bearing sandstone injectite layers totalling 8 metres from 1760 to 1810 m in the lowermost Hordaland Group and in the Balder Formation at 1818 m. Thin, oil-bearing sandstones were encountered also throughout the Heimdal Formation. The Upper and Middle-Lower Statfjord units came in with water-bearing sandstones of about 50 and 30 metres, respectively. A total of 18 metres of gas and oil-filled sandstone layers were encountered in the Skagerrak Formation between 2615 and 2806 m. No oil/water contact was proven in the Skagerrak Formation. The well confirmed oil-bearing basement. No oil/water contact was proven in basement.
    In addition to the hydrocarbon-bearing intervals, oil shows with direct and cut fluorescence were observed in the lower Ty Formation as well as in the lower - middle Statfjord Group.
    Four cores were cut in the 25/8-19 A wellbore. Core 1 was cut from 2001 to 2029 m in the Heimdal Formation with 100% recovery. Core 2 was cut from 2373 to 2390 m in the lower Statfjord Group with 99.24% recovery. Cores 3 and 4 were cut in succession from 2798 to 2823.1 m in the Skagerrak Formation and Basement with 100 % and 94.63% recoveries, respectively. In wellbore 25/8-19 A MDT fluid samples were taken in the Eocene at 1770 m (gas) and 1801.51 m (oil). In the side-track wellbore 25/8-19 A T2 an MDT sample was taken at 2654 m in the Skagerrak Formation (oil).
    Metrol pressure and temperature gauges were installed at 2625 mm with repeaters at 1454 m and 625 m, as part of the plugging. The well was permanently abandoned on 19 March 2020 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    One DST was performed in the interval 2651 to 2697 m in the Skagerrak Formation. The test was performed in the 25/8-19 A T2 wellbore. The test produced in the high flow period 475 Sm3 oil/day with an average GOR of 175 Sm3/Sm3 through a 32/64-inch choke. Based on downhole measurements during the test the temperature at mid perforations was 95.6 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1020.00
    2974.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2001.0
    2029.0
    [m ]
    2
    2373.0
    2389.5
    [m ]
    3
    2798.0
    2812.5
    [m ]
    4
    2812.5
    2822.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    69.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    0.00
    0.00
    YES
    DST
    0.00
    0.00
    OIL
    05.03.2020 - 15:15
    YES
    MDT
    1801.51
    0.00
    OIL
    06.01.2020 - 00:00
    YES
    MDT
    2654.00
    0.00
    OIL
    09.02.2020 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT TLD HNGS
    1810
    2446
    GR CMR MDT
    1711
    1912
    LWD - DIR PWD GR DEN NEU RES SON
    1017
    1923
    LWD - RES GR DIR PWD DEN NEU
    1923
    2949
    NGI MAST 2PPC
    1010
    2446
    NGI MAST 3PPC ROBN
    0
    2446
    ROBN PPC MDT NEXT NGI GR
    1915
    2408
    XL ROCK GR
    1705
    1915

  • 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
    SURF.COND.
    13 3/8
    1009.5
    17 1/2
    1009.5
    1.74
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1883.0
    12 1/4
    1883.0
    1.61
    LOT
    OPEN HOLE
    2637.0
    8 1/2
    2637.0
    0.00

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1892.30
    [m ]
    1888.50
    [m ]
    1886.20
    [m ]
    1884.00
    [m ]
    1862.00
    [m ]
    1845.40
    [m ]
    1843.50
    [m ]
    1834.00
    [m ]
    1819.00
    [m ]
    1815.40
    [m ]
    1804.70
    [m ]
    1803.50
    [m ]
    1801.50
    [m ]
    1787.50
    [m ]
    1776.20
    [m ]
    1770.00
    [m ]
    1762.50
    [m ]
    1752.50
    [m ]
    1757.50
    [m ]
    1739.20
    [m ]
    1705.00
    [m ]
    2822.44
    [m ]
    2820.60
    [m ]
    2820.08
    [m ]
    2819.30
    [m ]
    2818.60
    [m ]
    2817.41
    [m ]
    2816.23
    [m ]
    2815.49
    [m ]
    2814.24
    [m ]
    2814.04
    [m ]
    2813.27
    [m ]
    2812.68
    [m ]
    2812.08
    [m ]
    2811.75
    [m ]
    2810.57
    [m ]
    2809.86
    [m ]
    2808.42
    [m ]
    2807.25
    [m ]
    2806.95
    [m ]
    2806.25
    [m ]
    2805.50
    [m ]
    2805.02
    [m ]
    2804.75
    [m ]
    2804.25
    [m ]
    2804.02
    [m ]
    2802.50
    [m ]
    2802.02
    [m ]
    2801.75
    [m ]
    2801.30
    [m ]
    2800.86
    [m ]
    2799.24
    [m ]
    2799.02
    [m ]
    2798.35
    [m ]
    2383.63
    [m ]
    2382.73
    [m ]
    2302.50
    [m ]
    2382.05
    [m ]
    2831.35
    [m ]
    2380.50
    [m ]
    2380.11
    [m ]
    2379.34
    [m ]
    2376.80
    [m ]
    2376.26
    [m ]
    2375.80
    [m ]
    2375.15
    [m ]
    2374.22
    [m ]
    2373.78
    [m ]
    2373.03
    [m ]
    2028.40
    [m ]
    2023.61
    [m ]
    2022.14
    [m ]
    2021.87
    [m ]
    2021.45
    [m ]
    2020.62
    [m ]
    2018.08
    [m ]
    2017.18
    [m ]
    2013.50
    [m ]
    2012.20
    [m ]
    2010.75
    [m ]
    2010.53
    [m ]
    2009.82
    [m ]
    2008.22
    [m ]
    2007.90
    [m ]
    2006.28
    [m ]
    2005.70
    [m ]
    2004.03
    [m ]
    2003.28
    [m ]
    2001.42
    [m ]