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

16/10-3

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.
    16/10-3
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    16/10-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ES 9401- INLINE 1782 & CROSSLINE 5320
    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.
    Norsk Agip AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    856-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    41
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.10.1996
    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.
    01.12.1996
    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.
    01.12.1998
    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.
    31.10.2003
    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.
    DRY
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    75.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2850.0
    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).
    2849.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    103
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 13' 18.54'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 19' 34.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6453751.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    460416.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2703

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/10-3 was drilled as an exploration well on the "Tyr Central prospect" located near the block boundary in the northeast part of the Block in Production License 101. The licence was awarded in 1985, after the 9th concession round.
    The purpose of drilling well 16/10-3 was to test the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic/Triassic reservoir (Hugin and Skagerrak Formations) in the Tyr structure. The tested structure consisted in several culminations with a common dip closure. The well location was set on the largest of these, called "Tyr Central". The well was drilled by Norsk Agip as operator and was a joint well with the licence holders of PL 072.
    Operations and results
    Exploration well 16/10-3 was spudded with the jack-up installation "Transocean Nordic" on 22 October 1996 and drilled to a total depth of 2850 m in the Triassic Smith Bank Formation shales. The well was drilled/cased/logged and abandoned in 40 days but due to WOW (wait on weather) the rig was not released from its contract and moved off location until the 6 December 1996 after a total of almost 51 days. The well was drilled with spud mud down to 196 m, with Seawater and PAC hi-vis sweeps from 196 m to 431, and with KCl / PAC glycol mud from 431 m to TD.
    All the expected formations were encountered. The Jurassic/Triassic sands were found with fair reservoir quality. The expected reservoir was encountered at 2521 m, 31 m deeper than prognosis. The Hugin-Skagerrak sands were found water bearing and no hydrocarbon shows were detected. No relevant gas amounts were recorded in the well and no hydrocarbon shows were identified on cuttings in the reservoir section. Two FMT fluid samples were collected at two different depths: the recovery was mud filtrate in the first sample at 2522 m and mud in the second one at 2544.3 m. No conventional cores were cut in this well. The well was permanently abandoned as a dry well on 1 December 1996.
    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]
    210.00
    2849.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2300.0
    [m]
    DC
    MILLENNI
    2310.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2320.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2330.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2340.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2350.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2360.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2370.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2382.2
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2390.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2400.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2410.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2420.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2430.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2440.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2450.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2457.4
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2470.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2480.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2490.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2500.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2505.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2510.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2513.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2516.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2519.5
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2522.5
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2524.0
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2528.5
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2532.4
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2542.4
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2546.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2555.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2568.3
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2573.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2579.0
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2594.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2609.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2622.5
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2633.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2642.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2654.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2663.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2675.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2684.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2693.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2705.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2714.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2723.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2732.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2744.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2753.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2765.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2780.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2794.7
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2794.8
    [m]
    SWC
    MILLEN
    2813.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2825.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2837.0
    [m]
    DC
    MILLEN
    2849.0
    [m]
    DC
    MILLEN

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.43

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.93
    pdf
    1.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    77.56

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL ACL GR CAL
    421
    1232
    DLL ACL GR CAL
    2138
    2849
    DLL ACL ZDEN GR
    1225
    2147
    FMT GR
    2522
    2620
    FMT GR
    2522
    2527
    FMT GR
    2522
    2621
    HEXDIP GR
    2138
    2849
    MWD - DPR DIR
    431
    2850
    MWD - GR DPR DIR
    196
    431
    SWC GR
    2346
    2795
    VSP GR
    900
    2845
    ZDEN CN SL
    2138
    2849

  • 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
    190.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    421.0
    26
    422.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1225.0
    17 1/2
    1226.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2138.0
    12 1/4
    2140.0
    1.75
    LOT
    OPEN HOLE
    2850.0
    8 1/2
    2850.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    160
    1.38
    29.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    195
    1.08
    SPUD MUD
    196
    1.05
    13.0
    SEAWATER
    431
    1.18
    14.0
    SW/PAC
    431
    1.17
    17.0
    SEAWATER
    508
    1.25
    20.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    925
    1.30
    19.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    1235
    1.37
    16.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    1598
    1.39
    25.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2054
    1.38
    28.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2150
    1.45
    30.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2527
    1.39
    31.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2545
    1.40
    29.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2850
    1.39
    28.0
    KCL/PAC/GLYCOL

  • 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