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

16/5-7

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.
    16/5-7
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    16/5-7
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1768-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.
    12.06.2019
    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.
    12.07.2019
    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.
    12.07.2021
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    12.07.2019
    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.
    10.11.2021
    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).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2028.0
    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).
    2028.0
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 42' 12.13'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 31' 8.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6507272.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472133.50
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8762

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/5-7 was drilled on the Klaff prospect on the basement high just west of the southern edge of the Johan Sverdrup field in the North Sea. The objective was to prove petroleum in graben fill of pre-Cretaceous age, with potential reservoir of Late Jurassic, Triassic or Permian age, or fractured and weathered basement.
    Operations and results
    Wildcat well 16/5-7 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Spitsbergen on 12 June 2019 and drilled to TD at 2028 m, 112 m into basement rock. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1128 m and with KCl/polymer/GEM mud from 1128 to TD.
    The Jurassic section was absent. Base of the Early Cretaceous Åsgard Formation rests unconformably on fractured and weathered basement rock at 1916 m.  No shows were observed on drilled cuttings from well 16/5-7. Good oil shows (with fluorescence, cut, oil odour and stains) were observed from 1918 to 1940 m in the core chips from the first three cores. The log readings in Basement are hard to interpret as the granite is rather tight. Pressure points indicate an oil gradient, but fluid samples showed that the formation was water bearing. The measured gas was very low throughout the well, with less than 1% recorded.
    Four cores were cut in the interval 1911 to 1949 m with 86.2% overall recovery. RCX fluid samples were taken at 1926 m (water), and 1934 m (water).
    The well was permanently abandoned on 12 July 2019 as a well with shows.
    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]
    1130.00
    2028.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1911.0
    1921.4
    [m ]
    2
    1926.3
    1933.7
    [m ]
    3
    1933.7
    1940.3
    [m ]
    4
    1940.6
    1948.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    32.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    36
    208.2
    42
    212.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    1122.8
    17 1/2
    1128.0
    1.58
    FIT
    LINER
    9 5/8
    1591.0
    12 1/4
    1592.0
    1.55
    FIT
    OPEN HOLE
    2028.0
    8 1/2
    2028.0
    0.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FTX DSL FLX MRX
    1700
    2025
    DSL CN ZDL XMAC RX MLL
    100
    2026
    GR STAR HD UXPL
    1840
    2020
    MWD LWD - DGR ADR PWC PCDC
    1592
    2028
    MWD LWD - DGR EWR P4 PWD ABG PCD
    1128
    1592
    MWD LWD - DGR EWR P4 PWD PCDC
    212
    1128
    RCX EXL SP
    1920
    1934
    VSP
    70
    1945

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1592
    1.20
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    1635
    1.21
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    1837
    1.16
    11.0
    KCl/Polymer/GEM
    1911
    1.28
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    1911
    1.16
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    1926
    1.28
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1940
    1.30
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    2028
    1.30
    18.0
    KCl/Polymer/GEM

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1130.0
    [m]
    DC
    CGG
    1190.0
    [m]
    DC
    CGG
    1250.0
    [m]
    DC
    CGG
    1310.0
    [m]
    DC
    CGG
    1370.0
    [m]
    DC
    CGG
    1430.0
    [m]
    DC
    CGG
    1480.0
    [m]
    DC
    CGG
    1500.0
    [m]
    DC
    CGG
    1520.0
    [m]
    DC
    CGG
    1540.0
    [m]
    DC
    CGG
    1560.0
    [m]
    DC
    CGG
    1580.0
    [m]
    DC
    CGG
    1600.0
    [m]
    DC
    CGG
    1720.0
    [m]
    DC
    CGG
    1760.0
    [m]
    DC
    CGG
    1780.0
    [m]
    DC
    CGG
    1800.0
    [m]
    DC
    CGG
    1820.0
    [m]
    DC
    CGG
    1855.0
    [m]
    DC
    CGG
    1858.0
    [m]
    DC
    CGG
    1861.0
    [m]
    DC
    CGG
    1864.0
    [m]
    DC
    CGG
    1867.0
    [m]
    DC
    CGG
    1870.0
    [m]
    DC
    CGG
    1873.0
    [m]
    DC
    CGG
    1876.0
    [m]
    DC
    CGG
    1879.0
    [m]
    DC
    CGG
    1882.0
    [m]
    DC
    CGG
    1885.0
    [m]
    DC
    CGG
    1888.0
    [m]
    DC
    CGG
    1891.0
    [m]
    DC
    CGG
    1894.0
    [m]
    DC
    CGG
    1897.0
    [m]
    DC
    CGG
    1900.0
    [m]
    DC
    CGG
    1903.0
    [m]
    DC
    CGG
    1906.0
    [m]
    DC
    CGG
    1909.0
    [m]
    DC
    CGG