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

16/1-7

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.
    16/1-7
    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
    Pressemelding
    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
    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.
    16/1-7
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1078-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    30
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.04.2004
    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.
    28.05.2004
    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.
    28.05.2006
    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.
    19.10.2006
    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.
    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.
    YES
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    SLEIPNER FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    112.2
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3186.0
    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).
    3185.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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 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° 55' 58.63'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 7' 42.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6533063.65
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    449827.58
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4928

  • Brønnhistorie
    General
    The primary objective of well 16/1-7 was to test the hydrocarbon potential of the West Cable prospect. The prospect was located on the eastern margin of the South Viking Graben southwest of the Utsira High in the North Sea, approximately 35 km southwest of the Balder Field. The main objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the Sleipner Formation coastal plain sandstone reservoir of Callovian and Bathonian age. The hydrocarbon potential of the Late Jurassic Heather and Draupne Formations, and the Tertiary Lista and Våle Formations were considered as secondary objectives. The anticipated hydrocarbon type was light oil. Planned TD was 50 m into Triassic sediments.
    Operations and results
    Well 16/1-7 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Delta on 29 April 2004 and drilled to TD at 3186 m 103 m into in the Late Triassic Skagerrak Formation. No significant problems were reported from the operations. The well was drilled with seawater + high viscosity polymer sweeps down to 1286 m and with Versavert oil based mud from 1286 m to TD. No shallow gas was observed.
    A 73 m thick Heimdal Formation (Meile Member) was encountered at 2327 m. The Formation was water wet with no shows. No sands were developed in the Late Jurassic. The well discovered a 14.0 m (11.0 m net) oil bearing sand between 2955.5 and 2969.4 m (logging depth) in the Sleipner Formation. The RCI tool was used to take pressures and samples. The reservoir was normally pressured. Four 840 cc and two 4 litre samples were taken in the oil zone at 2965 m, 2964.1 m and two 840 cc samples were taken in the water zone at 2977.5 m, 2976.5 m. The interpreted Free Water Level was at 2969.9 m. No conventional coring was performed in the well.
    The well was permanently abandoned on 28 May 2004 as an oil Discovery.
    Testing
    The discovery was tested using RCI straddle packer assembly (also called mini drill stem tests) at 2975 m, 2964.5 m and 2959.5 m (logging depth).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1290.00
    3186.00

  • 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
    223.0
    36
    229.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1282.0
    17 1/2
    1286.0
    1.96
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2556.0
    12 1/4
    2561.0
    1.95
    LOT
    OPEN HOLE
    3186.0
    8 1/2
    3186.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR HDIL CDL CN XMAC
    2552
    3183
    LWD - GR MPR
    225
    1279
    LWD - MPR ORD CCN APX
    1286
    3186
    MREX
    2945
    3030
    RCI PRESSURE
    2957
    3044
    RCI PRESSURE SAMPLE
    2964
    2977
    STRADDLE PACKER
    2957
    2964
    SWC
    2574
    3165
    SWC
    2575
    3165
    VSP
    50
    3180

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.08
    pdf
    0.53

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    147
    0.00
    WBM
    1104
    0.00
    WBM
    1286
    0.00
    WBM
    2177
    1.32
    30.0
    NAF
    2472
    1.37
    NAF
    2508
    1.32
    30.0
    NAF
    2561
    0.00
    NAF
    3186
    1.50
    36.0
    NAF

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2609.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2756.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2783.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2814.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2839.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2905.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    APT
    2926.0
    [m]
    DC
    APT
    2935.0
    [m]
    DC
    APT
    2942.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2944.0
    [m]
    DC
    APT
    2950.0
    [m]
    DC
    APT
    2959.0
    [m]
    DC
    APT
    2968.0
    [m]
    DC
    APT
    2971.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2977.0
    [m]
    DC
    APT
    2986.0
    [m]
    DC
    RRI
    2986.0
    [m]
    DC
    APT
    2995.0
    [m]
    DC
    APT
    3001.0
    [m]
    DC
    APT
    3010.0
    [m]
    DC
    APT
    3019.0
    [m]
    DC
    APT
    3028.0
    [m]
    DC
    APT
    3031.0
    [m]
    DC
    RRI
    3037.0
    [m]
    DC
    APT
    3046.0
    [m]
    DC
    APT
    3052.0
    [m]
    DC
    APT
    3055.0
    [m]
    DC
    RRI
    3061.0
    [m]
    DC
    APT
    3069.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    APT
    3079.0
    [m]
    DC
    APT
    3085.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3136.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3157.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2761.00
    [m ]
    2784.00
    [m ]
    2948.00
    [m ]
    2957.00
    [m ]
    2959.00
    [m ]
    2959.50
    [m ]
    2962.50
    [m ]
    2970.00
    [m ]
    2991.00
    [m ]
    2992.00
    [m ]
    2997.00
    [m ]
    3005.00
    [m ]
    3011.00
    [m ]
    3045.00
    [m ]
    3062.50
    [m ]
    3095.00
    [m ]