Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/1-34 A

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.
    16/1-34 A
    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.
    16/1-34
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PGS19M05VIK: inline 36270. Xline 129478
    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.
    Lundin Energy Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1865-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.08.2021
    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.
    15.09.2021
    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.
    15.09.2021
    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.
    15.09.2023
    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.
    12.09.2023
    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.
    PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    30.0
    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").
    2195.0
    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).
    2024.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    30.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    90
    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' 51.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 18' 48.55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6538283.49
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    460534.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    9354

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/1-34 A is located on the Utsira High, north of the Edvard Grieg Field in the North Sea. The primary objective was to appraise the lateral extension and producibility of the Permian Zechstein carbonates found in well 16/1-29 S. The secondary objective was to appraise the Grid Formation injectites and Heimdal Formation sandstones.
    Operations and results
    Appraisal well 16/1-34 A was kicked of at 555 m in the main well on 1 August 2021. It was drilled with the semi-submersible installation Deepsea Stavanger to TD at 2195 m (2024 m TVD) in the Permian Zechstein Group. The well was drilled vertical down to 543 m, then drilled towards WSW with up to ca 30 deviation at most, then dropping to 20 deviation in the bottom section. Severe mud losses (60 90 m3/hr) were encountered after coring the first core to 2067 in the Zechstein section. The well was drilled with Rheguard Prime oil-based mud from kick-off to 2047 m and with Glydril Plus mud from 2047 m to TD.
    The Shetland, Viking and Statfjord groups that are present in 16/1-34 S are missing in 16/1-34 A. In 16/1-34 A this interval, between 2047 m (lower V le) to 2064 (upper Zechstein), contain reworked Shetland Group chalks, possible Cromer Knoll basal conglomerates and reworked Zechstein. The Basement can be divided into a weathered section from 2104 to 2149 m and a non-weathered section below.
    Well 16/1-34 A encountered an oil column of about 66 metres, of which 46 metres was in Zechstein dolomite, with good reservoir quality. About 20 metres of the oil column was encountered in basement rock with poor reservoir quality. Pressure measurements acquired using XPT and ORA tools confirmed oil and water fluid gradients were present with a free-water level estimated at 2130 m (1962.8 m TVD RKB). As in the offset 16/1-29 S well, the formations (Zechstein and Basement) were found to be slightly depleted.
    The Grid Formation was penetrated below the hydrocarbon-water contact previously observed in the 16/1-34 S wellbore. The sandstones in 16/1-34 A had very good reservoir properties but contained only water. Sandstones of the Heimdal Member were of poorer quality than expected and were water filled. Pressure points were slightly scattered, and the formation was found to be pressure depleted.
    Oil shows above OBM were observed in the uppermost Heimdal Formation down to ca 1970 m, in the Zechstein section on conventional cores and sidewall cores down to 2108.5 m, and on cuttings throughout the Basement section. In the unweathered Basement the shows are weak.
    Four cores were cut in the well. Core 1 was cut from 2059.5 to 2067.3 m. Cores 2 to 4 were cut in succession from 2074.8 to 2079.8. total recovery for all four cores was 10.18 m (79.5%). MDT water samples were taken in the Heimdal Formation at 1975.01 m and 1985.01 m. In the Zechstein section ORA samples were taken at 2087.86 m (oil/water), 2098.86 m (oil), and 2162.13 m (water).
    The well was permanently abandoned on 15 September 2021 as an oil appraisal well.
    Testing
    A drill-stem test was conducted in the Zechstein section from the intervals 2057.6 to 2073.4 m and 2079.8 to 2108.5 m. The main flow produced 468 Sm3 oil, 107 Sm3 water and 48150 Sm3 gas /day through a 42/64" choke. The GOR was 103 Sm3/Sm3, the oil density at 15 C was 0.854 g/cm3 and the gas gravity was 0.84 (air=1). The gas had 0.5 ppm H2S and 0.2% CO2. The temperature at 1880.4 m was 83.6 C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    560.00
    2193.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2059.5
    2065.6
    [m ]
    2
    2074.8
    2075.6
    [m ]
    3
    2076.1
    2077.7
    [m ]
    4
    2078.1
    2079.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    10.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2058
    2109
    16.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    83
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    468
    48150
    0.854
    0.840
    103

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX HNGS XPT GR JAR
    1484
    2048
    CMR MDT
    1484
    2048
    CMR NEXT ADT XPT GR
    2047
    2192
    FMI MSIP PPC GR
    980
    2192
    GR CCL
    1970
    2141
    MWD - DVMT TELE SONSCOPE
    2045
    2191
    MWD - PDORBIT ARC TELE
    537
    1478
    MWD - PDORBIT RAB ARC TELE ADN
    1484
    2047
    MWD - TELE
    141
    194
    MWD - TELE ARC
    209
    522
    ORA
    2087
    2162
    UBI URLA PEX HNGS GR
    2047
    2186
    VSIT C
    137
    2182
    XLROCK GR
    2054
    2165
    XLROCK GR
    2058
    2084

  • 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
    209.0
    0.00
    INTERM.
    20
    537.0
    24
    543.0
    1.74
    FIT
    INTERM.
    13 3/8
    1484.0
    16
    1490.0
    1.61
    FIT
    LINER
    9 5/8
    2046.0
    12 1/4
    2047.0
    1.33
    FIT
    OPEN HOLE
    2195.0
    8 1/2
    2195.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    190
    1.05
    1.0
    1.0
    Bentonite Spud Mud
    191
    1.38
    22.0
    14.3
    KCL/Polymer mud
    545
    1.35
    22.0
    6.2
    OBM
    610
    1.39
    32.0
    6.5
    Rheguard Prime
    1902
    1.40
    31.0
    9.5
    OBM
    2016
    1.42
    38.0
    8.5
    OBM
    2020
    1.31
    38.0
    8.5
    Glydril
    2047
    1.38
    35.0
    8.5
    Rheguard Prime
    2067
    1.03
    1.0
    1.0
    Other
    2079
    1.04
    11.0
    6.7
    Other
    2086
    1.31
    17.0
    8.5
    Glydril Plus
    2126
    1.32
    15.0
    10.5
    Glydril Plus
    2195
    1.05
    5.0
    7.1
    WBM
    2384
    1.31
    24.0
    12.9
    Glydril Plus