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

16/1-8

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.
    16/1-8
    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.
    SUSPENDED
    Pressemelding
    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
    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.
    16/1-8
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1152-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.
    08.09.2007
    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.
    13.11.2007
    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.
    13.11.2009
    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.
    13.11.2009
    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.
    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.
    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.
    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.
    NO GROUP DEFINED
    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.
    108.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2200.0
    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).
    2200.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.7
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 50' 8.63'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 14' 6.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6522162.97
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455844.01
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5612

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/1-8 was drilled on the Luno Prospect on the eastern margin of the South Viking Graben on the south-western part of the Utsira High in the North Sea. The Luno prospect is situated between well 16/1-5 with oil shows in Late Jurassic and 16/1-4 with gas/condensate discovery in fractured basement rocks and up dip from the 16/1-7 Jurassic discovery. The primary objective of well 16/1-8 was to test the hydrocarbon potential in Late Jurassic sandstones of the Viking Group. Secondary objectives were to assess the quality of the Eocene Grid Formation and Permo-Triassic sandstones. Total depth was planned in basement at 2173 +/- 50 m.
    Operations and results
    Well 16/1-8 was spudded with the semi-submersible installation Bredford Dolphin on 8 September 2007 and drilled to TD at 2200 m in undefined Triassic formations consisting of conglomerates, sandstones and claystone. A shallow gas zone was warned and encountered in a thin sand from 634 - 638 m. Downtime (NPT) for the operations was as much as 33% of total rig time. Forty-four per cent of the total NPT was due to WOW before anchor handling. Another 14 % of NPT was caused by problems with cementing the 13 3/8" casing. In addition formation characteristics in the reservoir made operations challenging, and combined with increased formation evaluation scope; time spent on coring, logging and drilling to TD drastically increased compared to plan. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 400 m, with KCl/glycol enhanced mud (GEM) from 400 to 1196 m, and with Performadril mud from 1196 m to TD. Performadril may contain up to 5% polyakylene glycols.
    The Eocene sandstones of the Grid Formation at 1556 m were found water bearing with normal pressure gradient. Top Jurassic was encountered at 1925 m and contained sandstones and conglomerates with hydrocarbon shows. A 2 m thick and questionable Late Jurassic sequence was seen on top. Palynoflora at 1930.7 m suggested a Middle to Early Jurassic age. Hydrocarbons were encountered from 1925 m down to an OWC based on MDT pressure data at ca 1965 m, which gives an oil column of ca 40 m. Shows on cores continued down to 1966.3 m. No shows were recorded below this depth or above 1925 m. The reservoir was not easily characterized by log data as these were affected by feldspar rich conglomerates and other electrically conductive materials.
    Three conventional cores were cut. The first two were taken in the hydrocarbon bearing interval and the third in the water bearing interval. MDT pressure and fluid sampling was carried out and the fluid gradients were determined (oil and water). The fluid samples were taken at 1933.6 m, 1939.4 m, 1952.8 m, and 1956.4 m (oil), and at 1982 m (water).
    The plan was to permanently abandon the well, but due to the characteristics of the discovery, a decision was made to temporary abandon the well with the purpose of re-entering to perform a DST at a later stage.
    The well was suspended on 13 November 2007 as an oil 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]
    410.00
    2201.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1930.0
    1935.3
    [m ]
    2
    1944.0
    1945.6
    [m ]
    3
    1965.5
    1973.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    14.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR HRLA PEX ECS
    1900
    2195
    CMR MDT
    1875
    2060
    FMI MSIP
    1886
    2060
    MDT
    1933
    1939
    MDT
    1952
    1956
    MDT
    1978
    1939
    MSCT
    1350
    1959
    MSCT
    1906
    2010
    MSCT
    1923
    1939
    MSCT
    1940
    2115
    MSCT
    1951
    1957
    MSCT
    1958
    2110
    MWD LWD - GR RES PESS
    133
    1194
    MWD LWD - GR RES PR DENS POR SON
    1196
    2200
    VSP
    335
    2173

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    180
    0.00
    110.0
    WATER BASED
    212
    1.25
    65.0
    WATER BASED
    220
    0.00
    110.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1880.0
    [m]
    DC
    NETWORK
    1890.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1900.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1910.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1919.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1925.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1931.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1940.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1946.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1952.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1958.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1965.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1971.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1977.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1983.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1989.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1995.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2000.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2006.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2012.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2018.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2024.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2030.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2036.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2042.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2045.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2048.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2051.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2054.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2060.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2066.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2072.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2078.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2084.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2087.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2090.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2093.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2096.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2099.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2102.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2105.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2108.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2111.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2114.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2117.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2120.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2126.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2132.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2138.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2144.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2150.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2156.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2162.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2168.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2174.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2180.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2186.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2192.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2198.0
    [m]
    DC
    NETWOR