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

16/2-19

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.
    16/2-19
    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.
    16/2-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey : LN 0902STR11 inline 3519 & xline 3710
    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.
    1504-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.
    01.03.2014
    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.
    03.04.2014
    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.
    03.04.2016
    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.
    12.04.2016
    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
    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.
    JURASSIC/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.
    STATFJORD GP
    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.
    116.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2023.0
    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).
    2023.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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° 54' 12.28'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 29' 37.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6529557.51
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    470835.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7403

  • Brønnhistorie
    General
    The 16/2-19 Geitungen well was drilled on the northern part of the Johan Sverdrup Field on the Utsira High in the North Sea. The primary objectives were to investigate the reservoir distribution, facies and quality in a more distal and down flank position and different seismic response than the Geitungen discovery well 16/2-12. The well was targeting possible Intra Draupne Formation sandstones to find the oil-water contact and to take water samples to aid the design of Johan Sverdrup production facilities.
    Operations and results
    Appraisal well 16/2-19 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 1 March 2014 and drilled to TD at 2023 m in the granitic basement rock. The well was drilled and cored without any major problems. The well was drilled with spud mud down to 902 m and with XP-07 oil based mud from 902 m to TD.
    Intra Draupne sandstone was not encountered in the well. Top Statfjord Group sandstone came in at 1945 m and the upper 5 m was oil filled. Shows were observed from the well site description in the Draupne Formation above the Statfjord reservoir and in the Skagerrak Formation below the OWC, but no shows are observed in the Basement. Gas readings were generally low through the entire well.
    Three cores were cut with a total of 68.38 m recovery, starting from lower part of Cromer Knoll Group, through Viking Group, Statfjord Group, Hegre Group and down into the Basement. MDT samples were taken at 1945.13 m (oil with ca 4% OBM contamination), 1949.03 m (oil with ca 18% OBM contamination), and 1951.21 m (water).
    Since no Intra Draupne Formation sandstone was encountered in the well, it was decided to drill a sidetrack, 16/2-19 A.
    Well bore 16/2-19 was plugged back and prepared for sidetracking on 3 March 2016. It is classified 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]
    913.00
    2023.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1926.0
    1952.0
    [m ]
    2
    1952.0
    1967.8
    [m ]
    3
    1967.8
    1994.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    68.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1029.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1038.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1047.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1059.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1071.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1092.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1101.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1113.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1122.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1131.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1143.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1163.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1183.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1203.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1223.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1243.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1263.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1283.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1303.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1313.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1343.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1363.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1383.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1403.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1423.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1443.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1463.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1483.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1503.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1523.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1543.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1563.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1583.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1623.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1643.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1663.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1683.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1703.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1723.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1743.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1763.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1783.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1803.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1823.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1843.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1863.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1883.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1903.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1921.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1930.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1933.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1935.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1937.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1940.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1941.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1942.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1944.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1944.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1948.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1950.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1952.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1955.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1957.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1962.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1965.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1968.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1990.0
    [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
    1949.03
    0.00
    OIL
    16.06.2014 - 00:00
    YES
    MDT
    1945.13
    0.00
    OIL
    16.06.2014 - 00:00
    NO

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX HNGS
    1864
    2024
    CMR LSC GR
    1891
    2024
    DUAL OBMI PPC MSIP PPC GR
    1272
    2024
    MDT
    1934
    1974
    MDT MINIDST
    1937
    1967
    MDT MINIDST
    1948
    1949
    MWD LWD - ARCVIS
    202
    902
    MWD LWD - ARCVRES6 ARC6 TELE675
    1850
    1923
    MWD LWD - PD ARC TELE
    880
    1894
    USIT CBL GR
    417
    816
    USIT CBL GR
    1340
    1888
    ZOVSP
    185
    1953

  • 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
    199.4
    36
    204.0
    0.00
    PILOT HOLE
    718.0
    9 7/8
    718.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    890.5
    17 1/2
    902.0
    1.44
    FIT
    LINER
    9 5/8
    1891.0
    12 1/4
    1894.0
    1.74
    LOT
    OPEN HOLE
    2023.0
    8 1/2
    2023.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    350
    1.03
    28.0
    Spud Mud
    617
    1.22
    17.0
    XP-07 - Yellow
    856
    1.03
    24.0
    Spud Mud
    902
    1.15
    13.0
    XP-07 - #14
    1700
    1.17
    18.0
    XP-07 - #14
    1763
    1.20
    19.0
    XP-07 - Yellow
    1842
    1.25
    20.0
    XP-07 - #14
    1894
    1.25
    21.0
    XP-07 - #14
    1923
    1.20
    19.0
    XP-07 - #14
    2023
    1.21
    18.0
    XP-07 - #14