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

16/2-17 S

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.
    16/2-17 S
    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).
    APPRAISAL
    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.
    16/2-17
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1423-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    58
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.03.2013
    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.
    20.05.2013
    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.
    20.05.2015
    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.
    20.05.2015
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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.
    LATE 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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    STATFJORD GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    111.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2052.0
    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).
    2039.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    15.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    81
    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
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 48' 15.92'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 31' 46.03'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6518520.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472811.62
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7085

  • Brønnhistorie
    >
    General
    Well 16/2-17 S was drilled on the western flank of the Johan Sverdrup Discovery. The main objectives were to investigate the reservoir thickness, quality and facies along the western bounding fault of the Johan Sverdrup Field. The main bounding fault separates the basin to the east where Intra-Draupne Formation sandstone is present in all the wells, and the main Utsira High to west where Intra-Draupne Formation sandstone has not been encountered in the wells nearby.
    Operations and results
    A pilot hole 16/2-U-17 was drilled 25m South-East of the main wellbore to investigate for shallow gas. No gas or shallow water flow were encountered.
    Appraisal well 16/2-17 S was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 24 March 2013 and drilled to TD at 2052 m (2039 m TVD) in the Triassic Skagerrak Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater down to 905 m and with Performadril water based mud from 905 m to TD.
    The top of the main reservoir, Draupne Formation, was picked at 1873 m (1859.7 m TVD), 18.3m deeper than prognosed. The reservoir showed excellent reservoir properties and held an 82 m thick oil column down to the oil-water contact in the Statfjord Group at 1957 m (1922 m TVD MSL). A formation gas peak with C2+ hydrocarbons was recorded in the top of the Shetalnad Group, and at 1873 m good oil shows were recorded. Gas generally dropped off down in the Shetland Group. Below the OWC oil shows were described down to 1965 m.
    A total of 164 m core were recovered from seven coring runs covering the Jurassic interval and 21 m TVD into the Triassic Skagerrak Formation. Core recoveries varied between 98.8 and 105.3%. The high recoveries are due to core expansion. MDT fluid samples were taken at 1884.8 m (oil), 1934.5 m (oil), and 1959.7 m (water).
    The well was permanently abandoned on 20 May 2013 as an oil appraisal.
    Testing
    Two Drill Stem Tests were performed.
    DST 1 tested the interval 1929 to 1937 m in the Statfjord Formation reservoir section. It produced 422 Sm3 oil and 14200 Sm3 gas /day through a 40/64" choke. The DST temperature was 77.7 °C.
    DST 2 tested the interval 1875.5 to 1914.5 m, nearly the whole Intra Draupne Formation sandstone section of the reservoir. It produced 910 Sm3 oil and 24300 Sm3 gas /day through a 48/64" choke. The DST temperature was 75.5 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    905.00
    2052.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1875.0
    1901.8
    [m ]
    2
    1902.0
    1914.4
    [m ]
    3
    1914.4
    1930.4
    [m ]
    4
    1930.4
    1958.4
    [m ]
    5
    1958.5
    1985.6
    [m ]
    6
    1985.7
    2012.3
    [m ]
    7
    2012.6
    2040.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    164.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    1937.00
    1929.00
    OIL
    29.04.2013 - 08:25
    YES
    DST
    1914.50
    1875.50
    OIL
    10.05.2013 - 10:10
    YES
    MDT
    0.00
    1934.50
    OIL
    YES
    MDT
    0.00
    1884.80
    OIL
    YES

  • 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
    195.0
    36
    199.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    890.0
    17 1/2
    905.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1559.0
    12 1/4
    1564.0
    1.45
    FIT
    LINER
    7
    2050.0
    8 1/2
    2051.0
    1.52
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1929
    1937
    17.4
    2.0
    1875
    1914
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    77
    2.0
    74
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    470
    15400
    2.0
    1050
    20300

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ECS CMR ADT
    1561
    2052
    HNGS HRLA PEX
    1561
    2052
    MDT
    1567
    2015
    MSIP FMI
    122
    1913
    MSIP FMI
    1826
    2037
    MWD - ARC PP
    1866
    2047
    MWD - GVR6 ARC PP
    1561
    1875
    MWD - PD XTRA900 ARC TELE
    901
    1561
    MWD - PDX5 ARC PP
    199
    901
    RESOLVE EZSV PLUG
    1925
    1925
    USIT CBL
    134
    810
    USIT CBL
    1016
    1554
    USIT CBL
    1490
    2007
    ZO VSP
    168
    2048

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    199
    1.35
    16.0
    Spud mud
    199
    1.35
    16.0
    Spud mud
    444
    1.35
    18.0
    Spud mud
    613
    1.23
    18.0
    Performadril
    901
    1.35
    26.0
    Performadril
    902
    1.60
    17.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    1445
    1.24
    18.0
    Performadril
    1561
    1.35
    29.0
    Performadril
    1902
    1.21
    30.0
    Performadril
    1925
    1.24
    18.0
    Performadril
    2052
    1.21
    23.0
    Performadril

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    956.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    962.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    968.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    974.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    986.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    992.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    998.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1004.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1016.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1022.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1028.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1034.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1046.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1052.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1058.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1064.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1076.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1082.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1088.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1094.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1106.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1112.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1118.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1124.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1130.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1136.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1142.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1148.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1170.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1290.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1350.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1410.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1550.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1804.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1822.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1858.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1875.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1882.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1893.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1900.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1904.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1908.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1913.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1915.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1917.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1920.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1924.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1925.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1926.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1928.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1928.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1931.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1935.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1937.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1938.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1941.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1942.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1944.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1949.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1951.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1953.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1955.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1957.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1958.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1961.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1961.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1965.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1968.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1972.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1973.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1979.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1983.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1986.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1990.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1995.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2002.1
    [m]
    C
    FUGRO
    2006.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2007.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2010.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2012.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2017.9
    [m]
    C
    FUGRO
    2021.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2029.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2041.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2047.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2052.0
    [m]
    DC
    FUGRO