Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
06.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/2-1

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.
    16/2-1
    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
    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.
    16/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    C 309 C SP: 19246
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    3-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    30
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.07.1967
    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.
    09.08.1967
    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.
    09.08.1969
    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.
    19.10.2006
    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 SHOWS
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    113.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1906.0
    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).
    1906.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    73
    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' 35.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 21' 25.77'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6528477.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    462951.38
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    144

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/2-1 is located on the very western part of the Utsira High in the central part of the Vestland Arch. The Utsira High is a large, flat, fault bounded basement feature. The objective of this early well in the North Sea was: "To test the hydrocarbon potential of the sedimentary section; investigate the lithology and sequence in this portion of the North Sea basin; and to partially fulfil Esso's drilling obligation to the Norwegian Government incurred on behalf of the Licences."
    Operations and results
    Wildcat well 16/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Traveler on 11 July 1967 and drilled to TD at 1906 m, 33 m into basement rock. There were no noteworthy drilling problems encountered while drilling. Initial drilling from the sea floor to 381 m was with seawater and gel without casing. Returns were to the sea floor. Below 381 m to total depth of 1906 m, a seawater slurry with gel, CMC, Spersene, XP-20, Caustic Soda, Barite, and 0-10% diesel oil was used.
    Oil shows were seen on cores in tight Cretaceous carbonate rocks in the Tor Formation. The shows were strong and continuous from top Tor Formation down to 1776 m, and then became patchy. These rocks were too impermeable to justify further tests in this well. Weak shows were seen also in a thin Oligocene sand from 1256 m to 1263 m and in Eocene mudstones from 1631 m to 1637 m, Balder Formation. Dead oil/tar was observed in fractures in the basement rock.
    Five cores were cut from 1739.5 m to 1821.8 m in the Tor Formation chalk and two more cores were cut from 1879.1 m to 1883.7 m in the basement. Four Formation Interval Tests (FIT) were performed at 1748.9 m, 1733.4 m, 1642.6 m, and at 1738.2 m. The tests, one in Early Tertiary shales and three in Late Cretaceous carbonates, did not show any hydrocarbons.
    The well was permanently abandoned on 9 August 1967 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]
    381.00
    1905.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5705.0
    5737.0
    [ft ]
    2
    5737.0
    5797.0
    [ft ]
    3
    5796.0
    5856.0
    [ft ]
    4
    5857.0
    5917.0
    [ft ]
    5
    5917.0
    5977.0
    [ft ]
    6
    6165.0
    6170.0
    [ft ]
    7
    6175.0
    6180.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    86.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1650.0
    [ft]
    DC
    2550.0
    [ft]
    DC
    3110.0
    [ft]
    DC
    3200.0
    [ft]
    DC
    3290.0
    [ft]
    DC
    3380.0
    [ft]
    DC
    3400.0
    [ft]
    DC
    3410.0
    [ft]
    DC
    3470.0
    [ft]
    DC
    3500.0
    [ft]
    DC
    3560.0
    [ft]
    DC
    3590.0
    [ft]
    DC
    3650.0
    [ft]
    DC
    3710.0
    [ft]
    DC
    3740.0
    [ft]
    DC
    3800.0
    [ft]
    DC
    3830.0
    [ft]
    DC
    3910.0
    [ft]
    DC
    3970.0
    [ft]
    DC
    4000.0
    [ft]
    DC
    4090.0
    [ft]
    DC
    4134.0
    [ft]
    SWC
    4140.0
    [ft]
    SWC
    4180.0
    [ft]
    DC
    4210.0
    [ft]
    DC
    4270.0
    [ft]
    DC
    4300.0
    [ft]
    DC
    4360.0
    [ft]
    DC
    4390.0
    [ft]
    DC
    4420.0
    [ft]
    DC
    4426.0
    [ft]
    SWC
    4460.0
    [ft]
    DC
    4480.0
    [ft]
    DC
    4500.0
    [ft]
    DC
    4553.0
    [ft]
    DC
    4580.0
    [ft]
    DC
    4600.0
    [ft]
    DC
    4660.0
    [ft]
    DC
    4680.0
    [ft]
    DC
    4760.0
    [ft]
    DC
    4780.0
    [ft]
    DC
    4860.0
    [ft]
    DC
    4880.0
    [ft]
    DC
    4943.0
    [ft]
    SWC
    4960.0
    [ft]
    DC
    4960.0
    [ft]
    DC
    4980.0
    [ft]
    DC
    5022.0
    [ft]
    SWC
    5022.0
    [ft]
    DC
    5036.0
    [ft]
    SWC
    5038.0
    [ft]
    DC
    5060.0
    [ft]
    DC
    5080.0
    [ft]
    DC
    5144.0
    [ft]
    DC
    5144.0
    [ft]
    SWC
    5160.0
    [ft]
    DC
    5180.0
    [ft]
    DC
    5226.0
    [ft]
    SWC
    5226.0
    [ft]
    DC
    5260.0
    [ft]
    DC
    5280.0
    [ft]
    DC
    5350.0
    [ft]
    SWC
    5360.0
    [ft]
    SWC
    5360.0
    [ft]
    DC
    5371.0
    [ft]
    SWC
    5375.0
    [ft]
    DC
    5400.0
    [ft]
    DC
    5460.0
    [ft]
    DC
    5480.0
    [ft]
    DC
    5540.0
    [ft]
    DC
    5560.0
    [ft]
    DC
    5580.0
    [ft]
    DC
    5580.0
    [ft]
    DC
    5600.0
    [ft]
    DC
    5612.0
    [ft]
    SWC
    5620.0
    [ft]
    DC
    5620.0
    [ft]
    DC
    5660.0
    [ft]
    DC
    5680.0
    [ft]
    DC
    5707.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5715.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5726.5
    [ft]
    SWC
    ESSO
    5739.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5752.5
    [ft]
    SWC
    ESSO
    5763.5
    [ft]
    SWC
    ESSO
    5773.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5780.0
    [ft]
    DC
    5789.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5801.5
    [ft]
    SWC
    ESSO
    5815.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5828.5
    [ft]
    SWC
    ESSO
    5839.5
    [ft]
    SWC
    ESSO
    5852.5
    [ft]
    SWC
    ESSO
    5856.0
    [ft]
    DC
    5863.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5871.0
    [ft]
    SWC
    5875.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5887.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5902.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5916.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5929.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5940.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5951.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5965.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5977.0
    [ft]
    DC
    ESSO
    5980.0
    [ft]
    DC
    6030.0
    [ft]
    DC
    6040.0
    [ft]
    DC
    6060.0
    [ft]
    DC
    6080.0
    [ft]
    DC
    6090.0
    [ft]
    DC
    6110.0
    [ft]
    DC
    6110.0
    [ft]
    DC
    6120.0
    [ft]
    DC
    6130.0
    [ft]
    DC
    6130.0
    [ft]
    DC
    6140.0
    [ft]
    DC
    6180.0
    [ft]
    DC
    6230.0
    [ft]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.26

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.25
    pdf
    3.70

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.51
    pdf
    51.08

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC SONIC GR
    140
    1907
    CDM
    365
    1910
    FDC
    365
    1910
    IES
    365
    1909
    LL7
    365
    1908
    MLL
    365
    1910

  • 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
    164.0
    36
    164.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    186.0
    26
    186.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    363.0
    17 1/2
    363.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1110.0
    12 1/4
    1110.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1905.0
    8 1/2
    1905.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    164
    0.00
    sea water
    381
    0.00
    sea water/g

  • 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
    0.19