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

16/10-2

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.
    16/10-2
    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.
    16/10-2
    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 Agip AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    685-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    43
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.06.1991
    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.
    01.08.1991
    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.
    01.08.1993
    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.
    79.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3150.0
    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).
    3148.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    117
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 8' 26.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 2' 14.91'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6444927.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443327.64
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1767

  • Brønnhistorie
    General
    Block 16/10 is located in a structurally complex area between the Viking Graben, the Central Graben, the Witch Ground Graben and the Ling Graben.  Well 16/10-2 is the second well drilled in block 16/10 PL 101 operated by Norsk Agip; the first one 16/10-1 was drilled May-July 1986. The purpose of the well was to test the hydrocarbon potential of the "Delta" structure located in the west part of 16/10 block. This structure is a tilted fault block elongated north-south bounded to the west by a north-south trending normal fault, and dip-closing to the north, east and south. It was interpreted as the largest structure in block 16/10 in terms of possible oil reserves. The structure is not salt-induced and being one of the oldest in this area it was also considered prospective for possible early migration. The Upper Jurassic and the Lower Cretaceous shales constituted the seal rocks for the geological model. The main and the secondary targets were respectively the "Oxfordian Sandstones" (Upper Jurassic) and the Triassic sandstones of the Skagerrak Formation that had been found hydrocarbon bearing in the nearby blocks in wells 6/3-1, 15/12-5, 15/12-4, 15/12-8, 15/12-6 and 16/7-4.
    Operations and results
    Exploration well 16/10-2 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 20 June 1991 and drilled to a total depth of 3150 m in the Triassic sandstones of the Skagerrak Formation. The well was drilled with seawater and gel down to 417 m, with Seawater and gypsum polymer from 417 m to 2798 m and with Bentonite/Anco Temp mud from 2798 m to TD.
    The Quaternary/Tertiary sequence constituted predominantly marine claystones of the Nordland, Hordaland and Rogaland Groups. The Cretaceous sequence was mainly represented by limestones of the Chalk Group and by the reddish claystones and calcareous marls of the Cromer Knoll Group that overlay the Base Cretaceous Unconformity found at 2818 m. The Upper Jurassic sequence consisted of 35 m darkish/brown shales belonging to the Draupne Formation overlying 70 m of the "Oxfordian Sandstones" (Hugin Formation).  This reservoir showed a larger sand development than in 16/10-1 well where only 33 m sand was encountered. The top of the "Oxfordian Sandstones" was encountered at 2853 m. Below the sand, from 2923 m to TD, Triassic continental sandstones of the Skagerrak Formation were encountered. The geological results of 16/10-2 well were in good agreement with the structural and stratigraphic models expected. The targets (i.e. Oxfordian Sandstone and Skagerrak Fm.) were found water bearing and no hydrocarbon bearing level or relevant shows were encountered in the well. Conventional cores were not taken. A RFT segregated sample at 2876 m recovered only water and mud filtrate.
    The well was permanently abandoned as a dry well on 1 August 1991.
    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]
    420.00
    3150.00

  • 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
    163.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    407.0
    26
    417.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1397.0
    17 1/2
    1405.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2777.0
    12 1/4
    2798.0
    1.86
    LOT
    OPEN HOLE
    3150.0
    8 1/2
    3150.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    100
    1396
    CBL VDL GR
    950
    2777
    CST
    2780
    3142
    DIL BHC GR
    104
    161
    DIL SLS GR
    407
    1315
    DITE SLS GR
    1396
    2798
    DITE SLS GR
    2777
    3150
    GR
    104
    161
    LDT CNL NGS
    2777
    3150
    MWD - GR RES DIR
    407
    1405
    MWD - GR RES DIR
    1396
    2798
    MWD - GR RES DIR
    2777
    3150
    RFT
    2803
    3120
    SHDT GR
    1396
    2798
    SHDT GR
    2777
    3150
    VSP
    400
    3150

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.35

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.48

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    53.73

  • 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
    0.50
    pdf
    0.18

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    161
    1.05
    WATER BASED
    21.06.1991
    275
    1.05
    WATER BASED
    24.06.1991
    417
    1.04
    WATER BASED
    24.06.1991
    417
    1.09
    WATER BASED
    24.06.1991
    417
    1.05
    13.0
    7.5
    WATER BASED
    27.06.1991
    628
    1.12
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    27.06.1991
    896
    1.18
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    28.06.1991
    920
    1.19
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    920
    1.19
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    29.06.1993
    1033
    1.22
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    29.06.1993
    1033
    1.22
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    1100
    1.22
    16.0
    4.5
    WATER BASED
    01.07.1991
    1100
    1.22
    16.0
    4.5
    WATER BASED
    29.06.1993
    1277
    1.22
    13.0
    4.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    1307
    1.24
    17.0
    5.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    1405
    1.25
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    1405
    1.25
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    1405
    1.25
    18.0
    4.0
    WATER BASED
    02.07.1991
    1405
    1.25
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    03.07.1991
    1498
    1.32
    12.0
    3.0
    DUMMY
    04.07.1991
    1513
    1.40
    17.0
    6.0
    DUMMY
    04.07.1991
    1826
    1.40
    21.0
    8.0
    DUMMY
    05.07.1991
    1850
    1.40
    18.0
    5.5
    DUMMY
    08.07.1991
    2050
    1.40
    17.0
    5.0
    DUMMY
    08.07.1991
    2176
    1.40
    27.0
    6.0
    DUMMY
    08.07.1991
    2430
    1.50
    29.5
    6.5
    DUMMY
    08.07.1991
    2438
    1.50
    22.0
    5.0
    DUMMY
    09.07.1991
    2459
    1.55
    27.0
    7.0
    DUMMY
    10.07.1991
    2459
    1.55
    26.0
    5.0
    DUMMY
    11.07.1991
    2524
    1.55
    22.0
    5.0
    DUMMY
    15.07.1991
    2533
    1.55
    53.0
    4.0
    DUMMY
    15.07.1991
    2585
    1.55
    26.0
    6.0
    DUMMY
    15.07.1991
    2651
    1.55
    27.0
    6.0
    DUMMY
    15.07.1991
    2699
    1.55
    29.0
    7.0
    WATHER BASED
    16.07.1991
    2708
    1.55
    27.0
    6.0
    WATHER BASED
    17.07.1991
    2756
    1.55
    32.0
    8.0
    WATHER BASED
    18.07.1991
    2780
    1.55
    29.0
    6.0
    WATHER BASED
    19.07.1991
    2798
    1.55
    28.0
    6.5
    WATHER BASED
    22.07.1991
    2798
    1.55
    28.0
    6.0
    WATHER BASED
    22.07.1991
    2798
    1.55
    27.0
    7.0
    WATHER BASED
    22.07.1991
    2798
    1.55
    27.0
    7.0
    WATHER BASED
    23.07.1991
    2798
    1.30
    14.0
    3.0
    WATHER BASED
    24.07.1991
    2841
    1.31
    15.0
    6.5
    WATHER BASED
    25.07.1991
    2953
    1.30
    20.0
    6.0
    WATHER BASED
    26.07.1991
    3150
    1.31
    27.0
    7.0
    WATHER BASED
    29.07.1991
    3150
    1.30
    23.0
    6.5
    WATHER BASED
    29.07.1991