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

16/2-15

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.
    16/2-15
    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.
    16/2-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 4481 & crossline3113 on 3D cube LN0902STR11
    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.
    1411-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.11.2012
    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.
    13.01.2013
    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.
    13.01.2015
    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.
    13.04.2015
    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
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    111.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2006.0
    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).
    2006.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    79
    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.
    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° 47' 0.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 33' 34.49'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6516162.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    474536.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6979

  • Brønnhistorie
    General
    The 16/2-15 Kvitsøy Basin well was drilled as an appraisal well for the Aldous Major South discovery in PL265 that together with Avaldsnes discovery in PL501 was to be called the Johan Sverdrup Field. The objective of 16/2-15 was to investigate the reservoir thickness, quality and facies in the southwestern part of the Johan Sverdrup Field. A specific objective was to obtain good water samples from the reservoir.
    Operations and results
    Appraisal well 16/2-15 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 21 November 2012 and drilled to TD at 2006 in the Triassic Skagerrak Formation. A 9 7/8” pilot hole was drilled to 511 m to check for shallow gas. No shallow gas was observed. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater down to 736 m, with Performadril water based mud from 736 m to 1159 m, and with XP07 oil based mud from 1159 m to TD. The oil-based mud was chosen to avoid drill water contamination in the water samples from the reservoir.
    The target reservoir, Intra Draupne Formation sandstones, was encountered at 1913 m. The reservoir was oil filled down to top Statfjord Group at 1945 m. Pressure data and logs indicate a true OWC at this depth. Oil shows on cores continued down to 1958 m. Oil shows were not observed above top reservoir or below 1958 m.
    Five cores were cut from 1895 m in the Åsgard Formation and down through the entire reservoir section to 1990.7 m in the Skagerrak Formation. MDT fluid samples were taken at 1913.8 m (oil), 1916.6 m (oil), 1926.9 m (oil), 1946.5 m (water), and at 1957.1 m (water). Water samples of good quality was obtained.
    The well was permanently abandoned on 13 January 2013 as an oil 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]
    733.00
    2006.37

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1895.0
    1910.7
    [m ]
    2
    1911.0
    1925.3
    [m ]
    3
    1925.3
    1938.9
    [m ]
    4
    1938.9
    1965.9
    [m ]
    5
    1965.9
    1990.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    751.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    769.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    778.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    784.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    796.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    802.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    808.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    814.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    826.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    832.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    838.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    844.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    850.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    856.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    862.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    868.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    874.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    886.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    892.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    898.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    904.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    910.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    916.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    922.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    928.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    934.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    946.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    952.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    958.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    964.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    976.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    982.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    988.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    994.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1006.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1012.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1018.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1024.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1036.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1042.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1048.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1054.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1066.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1072.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1078.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1084.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1090.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1096.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1102.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1123.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1144.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1480.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1799.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1841.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1859.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1865.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1871.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1877.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1883.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1889.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1894.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1900.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1901.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1912.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1912.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1914.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1914.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1915.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1916.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1917.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1918.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1919.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1920.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1920.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1921.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1922.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1925.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1940.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1943.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1946.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1947.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1951.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1959.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1963.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1964.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1965.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1969.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1997.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2006.4
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    1913.80
    0.00
    OIL
    NO
    MDT
    1926.90
    0.00
    OIL
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    2XOBMI MSIP GR
    1400
    2001
    AIT PEX ADT HNGS GR
    1564
    2006
    CMR ECS GR
    1564
    1995
    MDT GR
    1913
    1917
    MDT GR
    1917
    1972
    MWD - GR RES ECD DIR
    197
    1574
    MWD - GR RES ECD DIR
    1894
    2006
    MWD - GVR ARCRES DIR
    1574
    1894
    MWD - SURVEY
    124
    197
    USIT CBL GR
    1150
    1564
    VSP GR
    900
    1980

  • 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
    194.0
    36
    194.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    720.0
    26
    1010.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1145.0
    17 1/2
    1155.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1564.0
    12 1/4
    1577.0
    1.56
    LOT
    OPEN HOLE
    2006.0
    8 1/2
    2006.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    718
    1.29
    38.0
    Performadril
    744
    1.30
    31.0
    Performadril
    854
    1.31
    42.0
    Performadril
    1162
    1.35
    25.0
    XP-07 - Yellow
    1353
    1.22
    20.0
    XP-07 - Yellow
    1353
    1.24
    18.0
    XP-07 - Yellow
    1463
    1.23
    35.0
    XP-07 - Yellow
    1536
    1.35
    26.0
    XP-07 - Yellow
    1577
    1.21
    26.0
    XP-07 - Yellow
    1627
    1.22
    16.0
    XP-07 - Yellow
    1965
    1.22
    16.0
    XP-07 - Yellow
    2006
    1.22
    20.0
    XP-07 - Yellow