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

25/8-18 S

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.
    25/8-18 S
    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
    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.
    25/8-18
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1503-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    24
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.09.2014
    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.
    23.10.2014
    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.
    23.10.2016
    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.
    23.10.2016
    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
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    129.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1890.0
    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).
    1884.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    74
    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 CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 15' 1.15'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 37' 0.57'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6568140.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    478144.69
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7388

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/8-18 S was drilled to appraise the 25/8-4 Hedila discovery on the Utsira High, east of the Ringhorne and Grane Fields in the North Sea. The primary objective was to test the Hydrocarbon potential in Lower Heimdal sands. Secondary objective was to test the upper Heimdal Formation, in a structurally high location.
    Operations and results
    Appraisal well 25/8-18 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 29 September 2014  and drilled to TD at 1890 m in the Late Cretaceous Tor Formation. The well was drilled as a J shape well, consisting of three hole sections: 36", 17 1/2" and 12 1/4". To reach the target location, the well was drilled with an inclination of up to 11 deg in the 12 1/4 section. There were no indication of shallow gas in the well. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater/spud mud down to 1165 m and with XP-07 oil based mud from 1165 m to TD.
    The well encountered a 25 m oil column in sandstones with good reservoir properties from top Lower Heimdal Formation at 1759.0 m (1755.5 m TVD) and down to the OWC at 1785 m (1780.5 m TVD). In addition, several thin hydrocarbon-filled stringers, interpreted as Upper Heimdal injectites, were found within the Lista Formation.  The pressure points indicate a continuous oil gradient through the upper and lower sands, inferring vertical communication between the Upper- and Lower Heimdal Formation. Additionally, the well found a gas-filled sand stringer at 1704 to 1707 m within the Balder Formation. Hydrocarbon shows were seen only inn association with the hydrocarbon-filled intervals.
    Two 27 m cores were cut from 1737.5 to 1792 m in the Heimdal Formation, covering the thinner injectite sandstones of the Upper Heimdal Formation, and the transition into the thick sandstone unit of the Lower Heimdal Formation. The last 5.6 m of the first core was lost, due to a failure of the full closure catcher system. Sampling and pressure points were sampled on wireline in the interval from 1706 to 1796 m. Oil was samples at 1760 m in the Heimdal Formation, and gas was sampled in the Balder Formation at 1706.1 m. The samples contained less than 1% mud contamination. Geochemical analyses of the Balder sample showed a biodegraded gas with characteristic heavy carbon-13 isotopes in propane. The Heimdal oil sample is indicated to be a mix of earlier biodegraded oil and fresh, non-degraded oil.
    The well was permanently abandoned on 23 October as an oil and gas appraisal well.
    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]
    1170.00
    1890.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1737.5
    1758.9
    [m ]
    2
    1765.0
    1792.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    48.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    202.4
    36
    205.6
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1154.7
    17 1/2
    1165.0
    1.44
    FIT
    OPEN HOLE
    1890.0
    12 1/4
    1890.0
    0.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PPC SS PEX
    1155
    1884
    MDT
    1706
    1796
    MWD - ARCVRES9 TELE
    1730
    1890
    MWD - PDX5 ARCVRES9 TELE
    1165
    1735
    MWD - PDX5 ARCVRES9 TELE675
    201
    1165
    ZOVSP
    100
    1884

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    153
    713
    1034
    1078
    1698
    1698
    1725
    1730
    1759
    1815
    1854
    1860
    1860
    1865

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1165
    1.20
    16.0
    XP-07 - #14
    1165
    1.35
    21.0
    XP-07 - #14
    1747
    1.20
    17.0
    XP-07 - #14
    1890
    1.20
    19.0
    XP-07 - #14

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1410.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1590.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1650.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1670.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1692.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1698.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1704.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1710.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1719.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1728.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1734.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1737.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1741.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1743.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1744.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1745.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1749.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1749.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1752.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1756.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1757.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1758.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1764.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1767.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1794.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1809.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1818.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1833.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1842.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1848.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1854.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1860.0
    [m]
    DC
    ROBERT