Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/2-8

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.
    16/2-8
    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
    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.
    16/2-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN0902-inline 2120 & crossline 6672
    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.
    1346-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    34
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.07.2011
    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.
    19.08.2011
    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.
    19.08.2013
    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.
    19.08.2013
    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
    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 JURASSIC
    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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    HUGIN 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.
    112.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2140.0
    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).
    2140.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 48' 57'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 30.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6519785.69
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    473535.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6562

  • Brønnhistorie
    General
    Statoil well 16/2-8 (Aldous Major South) was drilled about 4.2 kilometres west of the Lundin oil discovery well 16/2-6 (Avaldsnes) on the Utsira High in the North Sea. The 16/2-6 Avaldsnes discovery was proven in September 2010 in Middle-Late Jurassic reservoir rocks. The main objective of well 16/2-8 was to investigate the hydrocarbon potential in Late Jurassic sandstones in the Draupne Formation and the Middle Jurassic Hugin/Sleipner Formations. The secondary and third objectives were to explore the hydrocarbon potential in the Triassic Skagerrak Formation and in Chalks of the Late Cretaceous Shetland Group, respectively.
    Operations and results
    Wildcat well 16/2-8 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 17 July 2011 and drilled to TD at 2140 m in the Triassic Skagerrak Formation. Neither shallow gas nor shallow water flow was observed and the well was drilled without significant problems. The well was drilled with seawater and bentonite sweeps down to 213 m, with seawater and bentonite/PAC RE sweeps from 213 m to 945 m, with Performadril WBM spec 6a from 945 m to 1573 m, and with Performadril Low sulphate WBM from 1573 m to TD.
    The top of the main reservoir, in the Draupne Formation, was picked at 1877 m. The reservoir (Draupne and Hugin Formations) showed excellent reservoir properties and contained oil. An oil column of 67.5 m was present down to 1944.5 m (1921 m TVD MSL), close to the contact level seen in the 16/2-6 Avaldsnes well. Pressure data showed that the 16/2-8 Aldous Major South and the 16/2-6 Avaldsnes discoveries are in the same pressure regime and thus in communication. The secondary objective, Skagerrak Formation was water wet. The third objective, the Shetland Group chalk had moderate to poor oil shows in the very top, from 1573 to 1622 m, with a pronounced wet gas peak from 1573 to 1601 m.
    Six cores were cut in the well. Cores 1 to 4 were cut from 1880.5 m to 1953.21 m in the Rødby Formation, across Draupne and Hugin formations and into the Sleipner Formation. Cores no 5 and 6 were cut from 1995 m to 2048.8 m in the Statfjord and Skagerrak formations. MDT wire line fluid samples were taken at 1882.1 m (oil), 1931.2 m (oil), 1945.0 m (water), 1945.4 m (water), and at 1947.2 m (water).
    Well 16/2-8 proved communication between the Aldous Major South discovery in PL265 and the Avaldsnes discovery in PL501 made by Well 16/2-6 in august 2010. The two discoveries will be developed together under the name Johan Sverdrup Field. Well 16/2-8 was permanently abandoned on 19 August 2011 as an oil appraisal.
    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]
    950.00
    2140.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1880.5
    1907.7
    [m ]
    2
    1907.7
    1935.3
    [m ]
    3
    1935.3
    1952.0
    [m ]
    4
    1952.0
    1953.2
    [m ]
    5
    1995.0
    2022.5
    [m ]
    6
    2022.5
    2048.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    126.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    950.0
    [m]
    DC
    970.0
    [m]
    DC
    990.0
    [m]
    DC
    1010.0
    [m]
    DC
    1030.0
    [m]
    DC
    1050.0
    [m]
    DC
    1070.0
    [m]
    DC
    1090.0
    [m]
    DC
    1110.0
    [m]
    DC
    1130.0
    [m]
    DC
    1150.0
    [m]
    DC
    1180.0
    [m]
    DC
    1200.0
    [m]
    DC
    1240.0
    [m]
    DC
    1260.0
    [m]
    DC
    1280.0
    [m]
    DC
    1300.0
    [m]
    DC
    1320.0
    [m]
    DC
    1340.0
    [m]
    DC
    1360.0
    [m]
    DC
    1380.0
    [m]
    DC
    1400.0
    [m]
    DC
    1420.0
    [m]
    DC
    1440.0
    [m]
    DC
    1460.0
    [m]
    DC
    1480.0
    [m]
    DC
    1500.0
    [m]
    DC
    1520.0
    [m]
    DC
    1530.0
    [m]
    DC
    1540.0
    [m]
    DC
    1550.0
    [m]
    DC
    1560.0
    [m]
    DC
    1570.0
    [m]
    DC
    1576.0
    [m]
    DC
    1582.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1744.0
    [m]
    DC
    1750.0
    [m]
    DC
    1756.0
    [m]
    DC
    1762.0
    [m]
    DC
    1768.0
    [m]
    DC
    1774.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    DC
    1792.0
    [m]
    DC
    1801.0
    [m]
    DC
    1807.0
    [m]
    DC
    1813.0
    [m]
    DC
    1819.0
    [m]
    DC
    1825.0
    [m]
    DC
    1831.0
    [m]
    DC
    1837.0
    [m]
    DC
    1843.0
    [m]
    DC
    1849.0
    [m]
    DC
    1852.0
    [m]
    DC
    1855.0
    [m]
    DC
    1858.0
    [m]
    DC
    1861.0
    [m]
    DC
    1864.0
    [m]
    DC
    1867.0
    [m]
    DC
    1870.0
    [m]
    DC
    1880.9
    [m]
    C
    1883.6
    [m]
    C
    1884.3
    [m]
    C
    1894.3
    [m]
    C
    1897.6
    [m]
    C
    1905.5
    [m]
    C
    1908.5
    [m]
    C
    1910.7
    [m]
    C
    1915.5
    [m]
    C
    1919.9
    [m]
    C
    1922.0
    [m]
    C
    1930.0
    [m]
    C
    1931.5
    [m]
    C
    1931.8
    [m]
    C
    1935.0
    [m]
    C
    1938.8
    [m]
    C
    1944.2
    [m]
    C
    1945.5
    [m]
    C
    1951.6
    [m]
    C
    1953.0
    [m]
    C
    1996.9
    [m]
    C
    2000.5
    [m]
    C
    2006.6
    [m]
    C
    2009.9
    [m]
    C
    2014.8
    [m]
    C
    2022.5
    [m]
    C
    2024.7
    [m]
    C
    2033.7
    [m]
    C
    2042.5
    [m]
    C
    2048.4
    [m]
    C

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI HNGS HRLA
    1567
    2135
    MDT
    1575
    2110
    MDT
    1931
    1931
    MDT
    1945
    1945
    MSIP GPIT PEX CBL
    1100
    2140
    MWD - GR RES
    212
    2140
    PEX
    1510
    1950

  • 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
    209.0
    36
    212.7
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    937.0
    17 1/2
    944.0
    1.45
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1567.5
    12 1/4
    1573.2
    1.92
    LOT
    OPEN HOLE
    2140.0
    8 1/2
    2140.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    936
    1.14
    15.0
    Performadril
    945
    1.14
    15.0
    Performadril
    1306
    1.24
    18.0
    Performadril
    1573
    1.25
    21.0
    Performadril
    1810
    1.20
    22.0
    Performadril Low Sulphate
    1951
    1.22
    28.0
    Performadril Low Sulphate
    1975
    1.22
    29.0
    Performadril Low Sulphate
    2140
    1.23
    30.0
    Performadril Low Sulphate

  • 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