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

17/10-1

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.
    17/10-1
    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.
    17/10-1
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    22-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    85
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.12.1968
    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.
    24.03.1969
    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.
    24.03.1971
    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.
    25.04.2005
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    88.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3591.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    106
    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.
    EARLY 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° 1' 54'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 9' 58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6432394.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    509810.51
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    161

  • Brønnhistorie
    General
    Well 17/10-1 is situated in the Norwegian- Danish Basin near the western margin of the Sele High, which is a shallow basement feature. The structure on which the well was drilled is a very gentle anticline in an area with prominent salt walls. The objective of the 17/10-1 well was to test the Mesozoic section.
    Operations and results
    Well 17/10-1 was spudded with the semi-submersible installation Sedneth I and drilled to TD at 3590 m in the Triassic Smith Bank Formation. The hole was drilled with a 18 1/2" bit to 160 m, but during enlarging with a 36" hole opener the temporary guide base sank 2.5 m into the seabed and tilted, due to heavy washing out. This made it impossible to enter the hole and the rig was moved 30 m NNE of its original position where a new hole was spudded. An 18 1/2" hole was drilled to 430 m. Seawater was used as drilling fluid and the returns were to the sea floor. Thereafter the mud system was converted to a Spersene/XP-20 seawater mud. At 3367 m the mud was converted to a salt saturated system since this was below the prognosed depth for top Zechstein salt.
    The chief reservoir zone of interest was the massive Jurassic/Triassic sandstone (Gassum and Skagerrak Formations) from 2682 m to 3405 m. This section had porosities mainly between 20 % and 25 % and was entirely water bearing. There is a major unconformity on top of these sands to the overlying Late Jurassic shales. The claystone section from about 2651 m to 2682 m (Tau and Egersund Formations) had an exceptionally high gamma ray with readings up to 300 API units. Resistivities varied between 2 and 7 ohm/m compared with 1 - 1.5 ohm/m for the overlying shales. Cuttings from this section were very carbonaceous and were bleeding gas when first examined. Chromatograph readings were up to 700 ppm C1 with small quantities of C2, C3, and C4. Above and below this section the C1 reading was about 300 ppm. Nearly 700 m of Lower Cretaceous shales were deposited in the area, and they are overlain by about 350 m of limestones. From the early Tertiary on wards clastic deposition prevailed, and fine grained sediments were deposited in a subsiding basin. Organic geochemical analyses showed oil-window maturity from a depth of ca 3000 m to TD.
    The well was permanently abandoned on 24 March 1969 as dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • 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
    161.0
    36
    162.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    426.0
    17 1/2
    430.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1557.0
    12 1/4
    1560.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3591.0
    8 1/2
    3591.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDM
    427
    3518
    FDC
    426
    3518
    GR-C
    110
    426
    IES
    426
    2405
    LL-7
    426
    3567
    MLL-C
    426
    3518
    SGR
    1558
    2405
    SGR-C
    426
    965
    SGR-C
    2360
    3564
    SL
    915
    1556
    SNP
    1558
    3519
    SRS
    426
    3564
    TS
    30
    1528

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.65

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.11

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.65
    pdf
    1.45
    pdf
    1.09
    pdf
    7.72
    pdf
    0.41
    pdf
    0.11

  • 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

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.65
    pdf
    54.74

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    161
    0.00
    seawater
    1016
    1.13
    40.0
    water based
    1689
    1.31
    53.0
    water based
    2681
    1.37
    48.0
    water based
    2948
    1.39
    50.0
    water based
    3552
    1.41
    56.0
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3000.0
    [ft]
    DC
    3320.0
    [ft]
    DC
    3560.0
    [ft]
    DC
    3880.0
    [ft]
    DC
    4200.0
    [ft]
    DC
    4440.0
    [ft]
    DC
    4740.0
    [ft]
    DC
    6360.0
    [ft]
    DC
    6570.0
    [ft]
    DC
    6850.0
    [ft]
    DC
    7130.0
    [ft]
    DC
    7410.0
    [ft]
    DC
    7690.0
    [ft]
    DC
    7970.0
    [ft]
    DC
    8200.0
    [ft]
    DC
    8250.0
    [ft]
    DC
    8300.0
    [ft]
    DC
    8400.0
    [ft]
    DC
    8450.0
    [ft]
    DC
    8500.0
    [ft]
    DC
    8530.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    8720.0
    [ft]
    DC
    8730.0
    [ft]
    DC
    8740.0
    [ft]
    DC
    8740.0
    [ft]
    DC
    8760.0
    [ft]
    DC
    8770.0
    [ft]
    DC
    8780.0
    [ft]
    DC
    8790.0
    [ft]
    DC
    8800.0
    [ft]
    DC
    8900.0
    [ft]
    DC
    9000.0
    [ft]
    DC
    9100.0
    [ft]
    DC
    9200.0
    [ft]
    DC
    9310.0
    [ft]
    DC
    9350.0
    [ft]
    DC
    9400.0
    [ft]
    DC
    9500.0
    [ft]
    DC
    9600.0
    [ft]
    DC
    9700.0
    [ft]
    DC
    9800.0
    [ft]
    DC