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

16/4-2

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.
    16/4-2
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    16/4-2
    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 Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    639-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    31
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.06.1990
    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.
    29.07.1990
    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.
    29.07.1992
    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.
    27.02.2004
    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
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    93.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3117.0
    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).
    3117.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 35' 47.17'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 48.03'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6495672.61
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443619.47
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1560

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/4-2 was the second well on the block and last commitment well for license 087. The well is located in a central position on the structure, close to the western border of the block. The main target was sands of Middle Eocene age supposed to be present within a mounded seismic sequence that constitutes the eastern part of the Alpha prospect in the Sleipner Field. The primary objective of the well was to prove oil in the Eocene sandstones. Secondary objectives were to confirm the seismic interpretation and the geological model for the Eocene sand; to test a possible small closure at top Heimdal Formation level; to obtain additional information on migration paths in the area; to confirm the seismic interpretation of the basal Cretaceous/ Late Jurassic sequence; and to test the hydrocarbon potential of possible Late Jurassic sand accumulations. Shallow gas could be expected at 537 m. This corresponds to the level of the blowout in well 16/4-1. A possible shallow gas content could occur in a thin sand layer at 685 m, which was correlated from well 16/4-1.
    Operations and results
    Wildcat well 16/4-2 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer 29 June 1990 and drilled to 3117 m in Intra Draupne Formation sandstones. No shallow gas was encountered in the well; the gas zones were drilled with riser and mud weight 1.22 rd to control the gas. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1710 m and with KCl Polymer mud from 1710 m to TD. Drilling went without any significant problems apart from the 13 3/8" casing getting stuck at 1450 m. To resolve this problem diesel EZ pills were used in the well bore. This affected gas readings throughout the well below 1710 m and gave some spuriously high readings. The 13 3/8" casing shoe was finally set at 1683 m, and the casing cemented. The Eocene Grid formation sandstone came in at 1913 m, approximately 88 m deeper than prognosed. No hydrocarbons were recorded. The Heimdal formation sandstone came in at 2415 m, approximately 110 m deeper than prognosed. No hydrocarbons were recorded. Late Jurassic sands (Intra Draupne Formation) were also developed, but no hydrocarbons were recorded. The only hydrocarbons observed were some weak shows in claystones of the Draupne Formation. One core was cut in the interval from 1920 to 1927 m in the Grid Formation with 88.6 % recovery. A total of 60 sidewall cores were attempted in one run from 1750 to 3113 m, whereof 50 were recovered. No fluid samples were taken. The well was permanently plugged and abandoned 29 July 1990 as a dry 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]
    490.00
    3117.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1920.0
    1926.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    6.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1920-1924m
    Kjerne bilde med dybde: 1924-1926m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1920-1924m
    1924-1926m

  • 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
    205.0
    36
    206.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    479.0
    24
    485.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1683.0
    17 1/2
    1710.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    3117.0
    12 1/4
    3117.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    963
    1680
    CST GR
    1715
    3113
    DIL LSS LDL CNL NGT SP AMS
    1685
    3112
    DIL LSS LDL SP GR AMS
    478
    1708
    MWD - GR RES DIR
    118
    3117
    RFT GR
    1920
    3111
    SHDT GR
    1685
    3114
    VSP
    1000
    3110

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.74
    pdf
    11.13

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.20
    pdf
    0.20

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    160
    1.00
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    30.07.1990
    191
    1.20
    WATER BASED
    02.07.1990
    206
    1.20
    WATER BASED
    02.07.1990
    485
    1.20
    WATER BASED
    02.07.1990
    485
    1.20
    WATER BASED
    03.07.1990
    485
    1.20
    WATER BASED
    04.07.1990
    514
    1.24
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    05.07.1990
    914
    1.22
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    1286
    1.21
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    1446
    1.20
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    1557
    1.30
    WATER BASED
    26.07.1990
    1557
    1.30
    WATER BASED
    27.07.1990
    1583
    1.23
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    1710
    1.25
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    1710
    1.33
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    11.07.1990
    1710
    1.31
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    12.07.1990
    1710
    1.18
    5.0
    5.0
    WATER BASED
    13.07.1990
    1710
    1.18
    6.0
    5.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    1800
    1.31
    WATER BASED
    25.07.1990
    1927
    1.27
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    2234
    1.27
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    17.07.1990
    2445
    1.28
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    18.07.1990
    2600
    1.28
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    19.07.1990
    2826
    1.31
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    20.07.1990
    3015
    1.30
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    23.07.1990
    3073
    1.31
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    23.07.1990
    3117
    1.31
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    23.07.1990
    3117
    1.31
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    24.07.1990

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1715.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1735.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1814.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1860.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1870.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1920.1
    [m]
    C
    HYDRO
    1922.5
    [m]
    C
    HYDRO
    1924.7
    [m]
    C
    HYDRO
    1925.7
    [m]
    C
    HYDRO
    1926.2
    [m]
    C
    HYDRO
    1930.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1962.0
    [m]
    DC
    RRI
    1975.0
    [m]
    DC
    RRI
    1988.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2005.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2070.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2100.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2122.0
    [m]
    DC
    RRI
    2152.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2275.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2295.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2403.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2412.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2455.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2531.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2562.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2580.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2584.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2603.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2633.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2804.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2851.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2880.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2891.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2930.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2965.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2975.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2990.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3030.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3050.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3060.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3068.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3080.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3100.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3112.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3113.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3117.0
    [m]
    DC
    RRI