Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/7-10

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.
    16/7-10
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    16/7-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 4200/xline 4214
    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.
    1359-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.07.2011
    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.
    13.09.2011
    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.
    13.09.2013
    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.
    13.09.2013
    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
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    EARLY PALEOCENE
    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.
    TY FM
    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.
    85.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2514.0
    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).
    2513.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.4
    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 CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 29' 56.56'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 31.42'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6484832.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443193.93
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6607

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/7-10 was drilled on the Theta Prospect in the South Viking Graben in the North Sea, close to the Sleipner field. The prospect was seen as a possible extension of the 16/7-2 discovery in the Ty Formation. The main target was Ty Formation turbidite sands.
    Operations and results
    The semi-submersible installation Ocean Vanguard drilled this well. A 8 1/2" pilot hole 16/7-U-1 was drilled to 610.5 m prior to the main well due to shallow gas warning. At this depth a substantial amount of shallow gas was detected with the ROV sonar. The pilot hole was plugged back. Wildcat well 16/7-10 was spudded on 9 July 2011, 16 m away from the pilot hole. After intermediate wire line logging in the 12 1/4" section, it was not possible to get the 9 5/8" liner to section TD. A technical side-track (16/7-10 T2) was performed from the 16/7-10 well, with a kick-off point at 1916 m, and drilled to final TD at 2514 m in the Late Cretaceous Tor Formation. The well was drilled with sea water and sweeps down to 503 m, with Performadril mud from 503 m to 1151 m, and with XP-07 #14 oil based mud from 1151 m to TD.
    Rocks of Quaternary, Tertiary and Cretaceous age were penetrated. The Ty Formation was encountered with Good reservoir sand at 2348.5 m (2347.5 m TVD), 35.5 m deeper than prognosed. Results of the Theta NE well showed a considerably reduced hydrocarbon column relative to prognosis (2 m gross HC bearing interval vs. 36 m expected). The GWC was found to be at 2349 m (2328 m TVD MSL), the same as encountered at 16/7-2, supporting pressure communication between the two wells. Reservoir parameters were also similar, with Ty Formation 115 m gross reservoir interval, 88 % Net to Gross and 27 % porosity. Hydrocarbon saturation was estimated to 51 %. No oil shows were reported from the well. The use of oil based mud obscured visible shows analysis below 1151 m
    No conventional cores were cut in the well. MDT wire line fluid samples were taken in the Ty Formation at 2348.6 m (2347.6 m TVD; gas/condensate with ca 3% hydrocarbon contamination from mud) and 2383.0 m (2382 m TVD; water).
    The well was permanently abandoned on 13 September 2011 as a minor gas discovery.
    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]
    510.00
    2270.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1200.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1440.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1500.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1960.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2020.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2080.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2120.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2140.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2200.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2283.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2289.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2295.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2301.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2307.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2313.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2319.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2325.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2331.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2337.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2343.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2349.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2355.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2361.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2367.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2373.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2379.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2385.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2391.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2397.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2403.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2406.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2412.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2418.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2424.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2436.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2442.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2448.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2454.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2466.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2484.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2496.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2502.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2508.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2515.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    2348.70
    0.00
    CONDENSATE
    09.02.2011 - 00:00
    NO

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GPIT MSIP PEX
    503
    1160
    GPIT MSIP PEX GR
    1030
    2265
    GPIT MSIP PEX GR
    2140
    2513
    MDT
    2347
    2347
    MDT
    2490
    2490
    MDT TLC
    2348
    2383
    MWD LWD - ARC ECOS SON TELES
    107
    610
    MWD LWD - ARCVRES6 TELE
    1944
    2283
    MWD LWD - ARCVRS9 TELES
    503
    2278
    MWD LWD - IMPVRES4 VPWD4
    2283
    2514
    PEX GR
    1117
    2185
    USIT
    2000
    2280
    VSP
    1956
    2350
    VSP GR
    520
    2183

  • 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
    172.0
    36
    172.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    497.0
    26
    503.0
    1.46
    LOT
    PILOT HOLE
    610.0
    8 1/2
    610.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1151.0
    17 1/2
    1151.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1905.0
    12 1/4
    2265.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2282.0
    8 1/2
    2282.0
    1.35
    LOT
    OPEN HOLE
    2514.0
    6
    2514.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    150
    1.03
    15.0
    Spud Mud
    347
    1.33
    19.0
    Spud Mud
    487
    1.31
    20.0
    Spud Mud
    503
    1.24
    12.0
    Performadril
    1160
    1.30
    28.0
    Performadril
    1180
    1.18
    19.0
    XP-07 - #14
    1906
    1.45
    32.0
    XP-07 - #14
    1944
    1.45
    23.0
    XP-07 - #14
    2072
    1.31
    16.0
    Spud Mud
    2072
    1.30
    15.0
    Spud Mud
    2278
    1.35
    19.0
    XP-07 - #14
    2278
    1.35
    21.0
    XP-07 - #14
    2283
    1.47
    25.0
    XP-07 - #14
    2514
    1.24
    17.0
    XP-07 - #14
    2514
    1.20
    16.0
    XP-07 - #14