Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/1-5

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.
    16/1-5
    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
    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.
    16/1-5
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    939-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    41
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.10.1998
    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.
    21.11.1998
    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.
    21.11.2000
    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.
    15.11.2001
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    105.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2460.0
    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).
    2457.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    86
    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° 47' 53.52'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 9' 12.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6518040.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    451073.37
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3279

  • Brønnhistorie
    General
    The objectives of well 16/1-5 were to prove hydrocarbon reserves in the Upper Jurassic (Oxfordian - Ryazanian) shallow marine sandstone as well as in the Middle Jurassic shallow to marginal marine sandstone. The well was also planned to provide a good stratigraphic tie to the Paleocene interval and test the possibility for Paleocene sands. A high amplitude at around 2070 ms TWT was also meant to be clarified with this well. The objective of the 16/1-5A sidetrack was to prove hydrocarbon reserves in an Upper Jurassic shallow marine sandstone, up-dip from the hydrocarbon shows that were recorded in well 16/1-5.
    Operations and results
    The main well, 16/1-5, was spudded and drilled with a water based mud to a total depth of 2460 m RKB. Both the Upper Jurassic sandstone, the Heather Formation "Sandstone Unit", and the Middle Jurassic Hugin Formation were encountered. Both sandstone sequences were water bearing, but oil shows were recorded in the upper 3 meters of the Heather Formation. A good stratigraphic tie to the Paleocene interval was established by the well, but no Paleocene sands were encountered. The high amplitude, observed on the seismic data at approximately 2070 ms TWT, most probably stems from the acoustic impedance contrast between the Heather sandstone - siltstone boundary and/or the Heather - Hugin boundary. No Permian sediments were encountered, with a stratigraphic succession going directly from Jurassic sediments into the Basement. Well 16/1-5 was terminated 194.5 m TVD into the Basement. Three cores were cut in the interval 2023 to 2066 m RKB in the Heather Formation. An FMT sample from 2024.5 m contained formation water and filtrate. The well was classified as dry.
    The sidetrack, 16/1-5 A, was kicked off at 1440 m RKB and a 8 1/2" hole section was drilled to a total depth of 2150 m with no casing strings run. Oil based mud was used from kick off to TD. The well encountered the Heather Formation "Sandstone Unit" close to prognosis. Moderate hydrocarbon shows were recorded in the thin, Cretaceous limestone sequence above the Heather Formation as well as in the upper 8 meters of the Heather Formation sandstone. The sidetrack was terminated 24 m TVD into the Heather Formation where a core was cut from 2123 m RKB to TD. No wire line logs were run and the well was permanently plugged and abandoned.
    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]
    1440.00
    2460.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2023.0
    2028.9
    [m ]
    2
    2031.0
    2038.9
    [m ]
    3
    2039.0
    2066.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    40.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2023-2028m
    Kjerne bilde med dybde: 2028-2029m
    Kjerne bilde med dybde: 2031-2036m
    Kjerne bilde med dybde: 2036-2039m
    Kjerne bilde med dybde: 2039-2044m
    2023-2028m
    2028-2029m
    2031-2036m
    2036-2039m
    2039-2044m
    Kjerne bilde med dybde: 2044-2049m
    Kjerne bilde med dybde: 2049-2054m
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2059m
    Kjerne bilde med dybde: 2059-2064m
    Kjerne bilde med dybde: 2064-2066m
    2044-2049m
    2049-2054m
    2054-2059m
    2059-2064m
    2064-2066m

  • 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
    191.0
    36
    191.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1410.0
    17 1/2
    1417.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2021.0
    12 1/4
    2023.0
    1.50
    LOT
    OPEN HOLE
    2460.0
    8 1/2
    2460.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIR
    191
    1425
    FMT-GR
    2202
    2024
    HDIL MAC DGR TTRM
    1410
    1975
    HDIL-MAC-DGR-TTRM
    1909
    2461
    MPR GR
    196
    1400
    MPR GR
    1410
    2460
    SWC GR
    1833
    1980
    SWC PFC
    2067
    2459
    SWC-PFC
    2070
    2169
    VSP GR
    1100
    1944
    VSP GR
    1565
    2455
    ZDL CND DSL
    1990
    2461
    ZDL CND DSL CHT
    1410
    1975

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.72

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    6.75
    .pdf
    26.60

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    130
    0.00
    sea water
    1410
    1.15
    KCL/PAC/GLY
    1410
    0.00
    sea water
    2021
    1.15
    KCL/PAC/GLY
    2460
    1.92
    hivis pill

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1440.0
    [m]
    DC
    STATO
    1450.0
    [m]
    DC
    STATO
    1460.0
    [m]
    DC
    STATO
    1470.0
    [m]
    DC
    STATO
    1480.0
    [m]
    DC
    STATO
    1490.0
    [m]
    DC
    STATO
    1500.0
    [m]
    DC
    STATO
    1510.0
    [m]
    DC
    STATO
    1520.0
    [m]
    DC
    STATO
    1530.0
    [m]
    DC
    STATO
    1540.0
    [m]
    DC
    STATO
    1550.0
    [m]
    DC
    STATO
    1560.0
    [m]
    DC
    STATO
    1570.0
    [m]
    DC
    STATO
    1580.0
    [m]
    DC
    STATO
    1590.0
    [m]
    DC
    STATO
    1600.0
    [m]
    DC
    STATO
    1610.0
    [m]
    DC
    STATO
    1620.0
    [m]
    DC
    STATO
    1630.0
    [m]
    DC
    STATO
    1640.0
    [m]
    DC
    STATO
    1650.0
    [m]
    DC
    STATO
    1660.0
    [m]
    DC
    STATO
    1670.0
    [m]
    DC
    STATO
    1680.0
    [m]
    DC
    STATO
    1690.0
    [m]
    DC
    STATO
    1700.0
    [m]
    DC
    STATO
    1710.0
    [m]
    DC
    STATO
    1720.0
    [m]
    DC
    STATO
    1730.0
    [m]
    DC
    STATO
    1740.0
    [m]
    DC
    STATO
    1750.0
    [m]
    DC
    STATO
    1760.0
    [m]
    DC
    STATO
    1770.0
    [m]
    DC
    STATO
    1780.0
    [m]
    DC
    STATO
    1790.0
    [m]
    DC
    STATO
    1800.0
    [m]
    DC
    STATO
    1810.0
    [m]
    DC
    STATO
    1820.0
    [m]
    DC
    STATO
    1833.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1839.0
    [m]
    DC
    STATO
    1845.0
    [m]
    DC
    STATO
    1851.0
    [m]
    DC
    STATO
    1857.0
    [m]
    DC
    STATO
    1862.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1869.0
    [m]
    DC
    STATO
    1875.0
    [m]
    DC
    STATO
    1880.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1884.0
    [m]
    DC
    STATO
    1891.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1900.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1905.0
    [m]
    DC
    STATO
    1920.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1924.5
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1929.0
    [m]
    DC
    STATO
    1935.0
    [m]
    DC
    STATO
    1940.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1944.0
    [m]
    DC
    STATO
    1956.0
    [m]
    DC
    STATO
    1962.0
    [m]
    DC
    STATO
    1965.0
    [m]
    DC
    STATO
    1973.5
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1980.3
    [m]
    SWC
    W-LAB
    1986.0
    [m]
    DC
    STATO
    1992.0
    [m]
    DC
    STATO
    1998.0
    [m]
    DC
    STATO
    2010.0
    [m]
    DC
    STATO
    2067.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2067.0
    [m]
    DC
    APT
    2074.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2079.0
    [m]
    DC
    APT
    2081.3
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2091.0
    [m]
    DC
    APT
    2094.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2098.8
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2100.0
    [m]
    DC
    APT
    2100.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2103.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2107.5
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2109.0
    [m]
    DC
    APT
    2109.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2116.1
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2118.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2118.0
    [m]
    DC
    APT
    2121.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2121.5
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2127.0
    [m]
    DC
    APT
    2130.9
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2133.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2136.0
    [m]
    DC
    APT
    2145.0
    [m]
    DC
    APT
    2145.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2147.8
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2156.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2157.0
    [m]
    DC
    APT
    2163.8
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2166.0
    [m]
    DC
    APT
    2169.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2174.5
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2175.0
    [m]
    DC
    APT
    2180.0
    [m]
    SWC
    W-LAB
    2187.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2187.0
    [m]
    DC
    APT
    2193.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2196.0
    [m]
    DC
    APT
    2199.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2205.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2205.0
    [m]
    DC
    APT
    2214.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2214.0
    [m]
    DC
    APT
    2220.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2223.0
    [m]
    DC
    APT
    2232.0
    [m]
    DC
    APT
    2241.0
    [m]
    DC
    APT
    2242.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2250.0
    [m]
    DC
    APT