Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/2-12

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.
    16/2-12
    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
    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.
    16/2-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 4258 & xline 3757 - ST11313
    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.
    1400-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    44
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.07.2012
    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.
    06.09.2012
    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.
    06.09.2014
    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.
    06.01.2015
    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.
    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.
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    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.
    115.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2067.0
    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).
    2067.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    0.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    87
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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° 53' 4.27'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 29' 18.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6527456.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    470505.67
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6952

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/2-12 was drilled on the Geitungen Prospect on the Utsira High in the North Sea. The prospect is situated on a basement terrace north-west of the Johan Sverdrup Field. The main objectives were to investigate the hydrocarbon potential, reservoir quality, and lateral distribution of Intra-Draupne Formation sandstones, and the underlying sandstones of the Hugin and Sleipner Formations. The secondary objectives were to explore the hydrocarbon potential and reservoir properties in the fractured granitic Basement.
    Operations and results
    Well 16/2-12 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 25 July 2012 and drilled to TD at 2067 m in granite Basement. There was a pre-drill shallow gas warning at 707 m, ca 100 m below 20” casing shoe, but no gas was observed when drilling. The well was drilled with seawater down to 211 m and with PerformaDril water based mud from 211 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Neogene, Paleogene, Cretaceous and Jurassic age. No indication of hydrocarbons were recorded above top Intra Draupne Formation sandstone, which was picked at 1894 m, 12 m deeper than prognosed. The reservoir had excellent reservoir properties and contained oil. The top of the Basement was picked at 1938 m, 5 m deeper than prognosed. The fractures in the uppermost part of Basement were oil-filled. The oil/water contact was not encountered, but pressure measurements indicate a connection between this segment and the rest of the Johan Sverdrup discovery. Extensive data acquisition and sampling was carried out. The gas/oil ratio is 51.8 Sm3/Sm3 and the oil density is estimated at 0.81 g/cm3 in the Intra-Draupne reservoir.
    Four cores were cut in the interval 1893 m to 1951.7 m, covering the whole Jurassic interval and 13.7 m of the Basement. The difference between the cores depth and wireline logs depth is less than 50 cm. Core 1 was dripping with oil and had excellent shows. The same type of shows continued on core 2 down to 1930 m. From 1930 – 1940 m, the shows disappeared. From 1940 m, oil was observed in fractures in the granitic Basement. Due to less fractures in core 4 shows disappeared. The deepest indication of weak shows were seen at 1950 m.
    Reservoir fluid samples were obtained at four depths, with three MDT runs in the well. Large diameter probe was used on MDT wireline runs 5 and 7, and dual straddle packer was used on MDT wireline Run 8. In Run 5, samples were taken in Intra-Draupne Formation sandstone at 1901.3 m (oil) and in the Basement at 1940.0 m (oil with water and filtrate). In Run 7 samples were taken in Intra-Draupne Formation sandstone at 1928.3 m (oil), In Run 8 samples were taken in the Basement at 1940.1 m (oil with water and filtrate) and at 1945 m (water).
    The well was permanently abandoned on 6 September 2010. It was planned and drilled as a wildcat well. However, after performing data acquisition, and acquiring formation pressure testing data in the reservoir section, the well was reclassified as an appraisal of the Johan Sverdrup field.
    Testing
    Formation tests (mini-DST) were conducted in the bedrock, revealing stable flow rates of both oil and water in different levels in the fractured and weathered bedrocks.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    615.00
    2067.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1893.0
    1919.4
    [m ]
    2
    1920.0
    1942.8
    [m ]
    3
    1942.8
    1947.1
    [m ]
    4
    1947.1
    1951.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    58.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    615.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    650.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    690.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    770.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    810.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    850.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    890.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    930.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1120.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1140.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    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
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1380.0
    [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
    1670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1676.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1686.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1692.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1695.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1704.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1713.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1722.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1806.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1815.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1821.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1836.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1842.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1848.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1854.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1866.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1869.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1875.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1881.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1887.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1890.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1893.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1895.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1897.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1899.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1928.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1929.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1929.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1939.6
    [m]
    C
    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
    1901.30
    0.00
    OIL
    YES
    MDT
    1928.30
    0.00
    OIL
    YES
    MDT
    1940.00
    0.00
    OIL
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR ECS GR
    1673
    2064
    FMI HNGS HRLA
    1673
    2067
    LWD - ARCVRES6 GVR6 TELE
    1676
    1893
    LWD - ARCVRES6 TELE
    1893
    2067
    MDT
    1895
    1940
    MSIP GPIT PEX
    1231
    2056
    MWD - ARCVRES8 PDX5 TELE
    1213
    1676
    MWD - ARCVRES9 TELE
    211
    1223
    PEX DSI
    525
    1215
    VSP
    600
    2067

  • 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
    211.0
    36
    215.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    602.0
    26
    610.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1213.0
    17 1/2
    1223.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1673.0
    12 1/4
    1676.0
    1.56
    LOT
    OPEN HOLE
    2067.0
    8 1/2
    2067.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    149
    1.35
    10.0
    Spud Mud
    610
    1.30
    36.0
    Performadril
    973
    1.30
    33.0
    Performadril
    1242
    1.35
    33.0
    Performadril
    1394
    1.24
    33.0
    Performadril
    1676
    1.35
    35.0
    Performadril
    1893
    1.20
    29.0
    Performadril
    1947
    1.21
    34.0
    Performadril
    1952
    1.22
    34.0
    Performadril
    2067
    1.20
    31.0
    Performadril

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.20