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

16/2-19 A

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.
    16/2-19 A
    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.
    16/2-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey:LN0902STR11 inline 3526 & xline 3631
    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.
    1517-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    32
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.04.2014
    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.
    03.05.2014
    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.
    03.05.2016
    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.
    03.05.2016
    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
    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.
    TRIASSIC
    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.
    SKAGERRAK 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.
    116.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2347.5
    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).
    1979.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    42.6
    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° 54' 12.28'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 29' 37.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6529557.51
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    470835.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7456

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/2-19 A is a geological sidetrack to the 16/2-19 Geitungen well. The well is drilled on the northern part of the Johan Sverdrup Field on the Utsira High in the North Sea.  The sidetrack 16/2-19 A targeted Intra Draupne Formation Sandstones in an assumed depocentre in a more distal position than the 16/2-12 but in a more proximal position than 16/2-19. The objectives were to investigate the reservoir distribution, facies and quality of the Draupne sandstone, and to find the oil-water contact.
    Operations and results
    Appraisal well 16/2-19 A was kicked off through 13 3/8" casing at 625.5 m in the primary well on 3 April 2014. It was drilled with the semi-submersible installation Ocean Vanguard to TD at 2347 m (1979 m TVD) in granitic basement rock. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with XP-07 oil based mud from kick-off to TD.
    Draupne Formation claystone was penetrated at 2265 m, while Intra Draupne Formation Sandstone came in at 2271 m. A 13 m gross oil column was encountered in Intra Draupne Formation sandstone and Triassic Skagerrak Formation sandstone, the upper 3 m of which were in sandstone with very good reservoir quality. An oil-down-to situation was encountered. Oil shows described in in the reservoir section from 2270 m to 2289 m; otherwise, no shows are reported from the well.
    Two cores were cut across the reservoir section. Core 1 was cut from 2256.5 m in the Åsgard Formation, through Draupne formation claystone and Intra Draupne Formation Sandstone to 2283.2 m in the uppermost Hegre Group with 100% recovery.  Core 2 was cut from 2283.2 m to 2305.1 m in the Skagerrak Formation with 99% recovery.  MDT fluid samples were taken at 2281.04 m (oil with trace OBM contamination) and 2291.74 m (oil with ca 30% OBM contamination).
    The well was permanently abandoned on 3 May 2014 as an oil appraisal well. A CATS system was installed for long term monitoring of pressure and temperature.
    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]
    630.00
    2348.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2256.5
    2283.2
    [m ]
    2
    2283.2
    2304.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    48.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    650.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    670.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    690.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    710.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    730.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    750.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    810.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    850.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    890.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    910.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    930.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1090.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1130.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1150.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1190.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1480.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1580.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1600.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2126.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2133.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2139.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2145.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2169.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2175.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2181.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2187.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2196.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2208.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2214.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2226.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2232.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2238.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2244.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2250.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2263.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2267.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2269.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2272.1
    [m]
    C
    ROBERT
    2272.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2274.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2275.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2280.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2283.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2285.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2307.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2313.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2319.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2325.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • 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
    2291.70
    0.00
    OIL
    18.09.2014 - 00:00
    YES
    MDT
    2281.00
    0.00
    OIL
    18.09.2014 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX HNGS
    2120
    2345
    DUAL OBMI PPC MSIP PPC
    2120
    2345
    EXPRO CPST
    1005
    1005
    MDT MINIDST
    2270
    2292
    MWD LWD - ARCVIS
    202
    902
    MWD LWD - ARCVRES6 TELE675
    2120
    2131
    MWD LWD - ARCVRES6 TELE675
    2262
    2347
    MWD LWD - PD ARC TELE
    625
    2126
    PERFO
    2277
    2283
    USIT CBL GR
    1610
    2120
    XPT ECS CMR
    2120
    2345

  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    2120.0
    12 1/4
    2126.0
    1.40
    FIT
    LINER
    7
    2335.0
    8 1/2
    2347.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    715
    1.23
    17.0
    XP-07 - Yellow
    1494
    1.39
    24.0
    XP-07 - Yellow
    2126
    1.39
    23.0
    XP-07 - Yellow
    2126
    1.41
    23.0
    XP-07 - Yellow
    2127
    1.22
    18.0
    XP-07 - Yellow
    2305
    1.24
    18.0
    XP-07 - Yellow
    2322
    1.21
    16.0
    XP-07 - Yellow
    2347
    1.17
    17.0
    XP-07 - Yellow
    2348
    1.21
    17.0
    XP-07 - Yellow