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

16/1-29 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.
    16/1-29 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).
    WILDCAT
    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.
    16/1-29
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN12M02R14 Inline 4603 Xline 4141
    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.
    1691-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    43
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.04.2018
    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.
    03.06.2018
    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.
    03.06.2018
    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.
    03.06.2020
    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.
    03.06.2020
    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/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.
    YES
    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.
    EOCENE
    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.
    GRID 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
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    PERMIAN
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    ZECHSTEIN GP
    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.
    114.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2024.0
    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).
    2010.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    58° 58' 22.21'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 17' 44.19'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6537391.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    459497.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8383

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/1-29 S was drilled to test the Lille Prinsen prospect on the north-western part of the Utsira High in the North Sea. The exploration objective was to test the Lille Prinsen prospect, believed to mainly consist of Triassic sediments, with the possibility of (thin) transgressive Jurassic sands similar to Johan Sverdrup on top. In addition, the well was expected to penetrate Grid and Heimdal sands, which were found to contain oil and gas in the 16/1-6 S Verdandi well.
    Operations and results
    Wildcat well 16/1-29 S was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 22 April 2018. During the operation, the well (16/1-29 S) experienced unexpected heavy mud losses when drilling into the reservoir section, eventually leading to well collapse and stuck drill string. Consequently, a technical side-track (16/1-29 ST2) was kicked off at 1225 m and this was successfully drilled through the reservoir section. Continuous mud losses were also experienced in the reservoir section of the technical side-track, but these were controlled by lowering the mud weight. The well was finally drilled to planned TD at 2024 m (2010 m TVD) in Basement rock. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 550  m, with KCl mud from 550 m to 1210 m, with Enviromul oil-based mud from 1210 m to 1863 m (mainwell and side-track) and with KCl/polymer/GEM mud from 1863 m to final TD.
    The Eocene Grid Formation and the Paleocene Heimdal Formation were encountered at 1419 m (1416 m TVD), and 1794 m (1785 m TVD), respectively. They both contained gas over oil. In the Grid formation a gas-oil contact was found at 1462.6 m (1459.9 m TVD) with a free water level at 1498.9 m (1495.8 m TVD). In the Heimdal Formation a gas-oil contact was found at 1808.1 m (1798.4 m TVD) with a thin oil leg down-to 1809.2 m (1799.5 m TVD). The oil-leg was confirmed by PVT analyses, which  found the fluid samples taken at 1808.5 m (1798.8 m TVD) to contain both gas-condensate and black oil.
    The well did not encounter any of the expected Jurassic/Triassic sands, but instead encountered 26.6 m of oil filled Permian Zechstein Group Dolostone carbonates with top at 1885 m (1874 m TVD), immediately below the Cretaceous Shetland Group. The Permian Carbonates show varying, but good reservoir quality, with an average net/gross of 0.91 and porosity of 23%. The core and thin sections show variations within the carbonate reservoir, with the better zones in the upper parts, which can be associated with vuggy porosity, low content of calcite cement and karst development.
    Poor shows were described from drilled cuttings in Grid sand at 1475 m and in Heimdal sand at 1800 m. Shows from drilled cuttings in Zechstein were described as patchy even brown oil stain, even yellow direct fluorescence, weak blooming cut and weak patchy yellow residual. Oil shows (direct and cut fluorescence and spots of oil stain) continued in basement down to TD.
    Two cores were cut in the technical side-track from 1888.2 to 1907.5 m in the Permian Zechstein Group. MDT fluid samples were taken at 1474.5 m (oil with 3% mud contamination), 1808.5 m (gas-condensate and oil with <1% mud contamination), 1892.5 m (oil, no mud contamination), and 1985.7 m (formation water and filtrate).
    The well was permanently abandoned on 3 June 2018 as an oil discovery.
    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]
    560.00
    1881.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1888.3
    1892.0
    [m ]
    2
    1892.5
    1904.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    15.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1240.0
    [m]
    DC
    APT
    1320.0
    [m]
    DC
    APT
    1380.0
    [m]
    DC
    APT
    1430.0
    [m]
    DC
    APT
    1475.0
    [m]
    DC
    APT
    1490.0
    [m]
    DC
    APT
    1502.0
    [m]
    DC
    APT
    1520.0
    [m]
    DC
    APT
    1535.0
    [m]
    DC
    APT
    1547.0
    [m]
    DC
    APT
    1565.0
    [m]
    DC
    APT
    1580.0
    [m]
    DC
    APT
    1620.0
    [m]
    DC
    APT
    1640.0
    [m]
    DC
    APT
    1660.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    APT
    1700.0
    [m]
    DC
    APT
    1740.0
    [m]
    DC
    APT
    1770.0
    [m]
    DC
    APT
    1779.0
    [m]
    DC
    APT
    1785.0
    [m]
    DC
    APT
    1788.0
    [m]
    DC
    APT
    1791.0
    [m]
    DC
    APT
    1797.0
    [m]
    DC
    APT
    1803.0
    [m]
    DC
    APT
    1809.0
    [m]
    DC
    APT
    1815.0
    [m]
    DC
    APT
    1821.0
    [m]
    DC
    APT
    1827.0
    [m]
    DC
    APT
    1833.0
    [m]
    DC
    APT
    1839.0
    [m]
    DC
    APT
    1842.0
    [m]
    DC
    APT
    1845.0
    [m]
    DC
    APT
    1848.0
    [m]
    DC
    APT
    1851.0
    [m]
    DC
    APT
    1857.0
    [m]
    DC
    APT
    1860.0
    [m]
    DC
    APT
    1890.0
    [m]
    DC
    APT
    1896.0
    [m]
    DC
    APT
    1898.0
    [m]
    DC
    APT
    1899.0
    [m]
    DC
    APT
    1903.5
    [m]
    C
    APT
    1905.0
    [m]
    DC
    APT
    1914.0
    [m]
    DC
    APT
    1923.0
    [m]
    DC
    APT
    1935.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI HRLA
    1857
    2018
    LWD - GR RES
    550
    1201
    LWD - GR RES DIR ECD
    1201
    2024
    LWD - GR RES DIR ECD NBGR
    1250
    1860
    LWD - GR RES NEU DEN CAL NBGR
    1201
    1893
    MDT
    1419
    1616
    MDT
    1892
    2002
    MDT CMR
    1857
    2012
    MSCT
    1870
    1967
    MSIP UIB
    1857
    2015
    PEX AIT MSIP
    1200
    1860
    PEX HNGS ECS CMR
    1857
    2008
    ZO VSP
    130
    2019

  • 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
    187.0
    36
    187.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    540.0
    17 1/2
    550.0
    1.49
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1200.0
    12 1/4
    1201.0
    1.71
    FIT
    LINER
    7
    1857.2
    8 1/2
    1860.0
    1.51
    FIT
    OPEN HOLE
    2024.0
    8 1/2
    2024.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    325
    1.10
    21.0
    KCl/Polymer/GEM
    550
    1.21
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    930
    1.10
    22.0
    KCl/Polymer/GEM
    1054
    1.21
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1150
    1.22
    19.0
    Enviromul
    1174
    1.21
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    1201
    1.28
    24.0
    Enviromul
    1201
    1.20
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    1210
    1.22
    21.0
    Enviromul
    1305
    1.10
    22.0
    KCl/Polymer/GEM
    1407
    1.28
    25.0
    Enviromul
    1600
    1.10
    21.0
    KCl/Polymer/GEM
    1610
    1.28
    25.0
    Enviromul
    1876
    1.23
    21.0
    Enviromul
    1876
    1.28
    27.0
    Enviromul
    1893
    1.22
    20.0
    Enviromul
    1893
    1.15
    15.0
    Enviromul
    2005
    1.10
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    2024
    1.10
    14.0
    KCl/Polymer/GEM