Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/2-9 S

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.
    16/2-9 S
    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.
    16/2-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST09M05-inline 4036 & xline 4012
    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.
    1361-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.08.2011
    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.
    24.09.2011
    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.
    24.09.2013
    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.
    24.09.2013
    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.
    DRAUPNE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    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").
    2082.0
    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).
    2071.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    17.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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° 54' 46.39'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 26' 22.8'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6530637.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    467724.91
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6615

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/2-9 S was drilled on the Aldous Major North prospect on the Utsira High in the North Sea. The prospect is separated from the Aldous Major South/Avaldsnes discovery by a North-East trending fault, but was considered as a possible extension of the Aldous Major South. The main objective of the well was to investigate the hydrocarbon potential, reservoir quality and lateral sand distribution in the Late Jurassic Viking Group. The secondary objective of well 16/2-9 S was to explore the hydrocarbon potential in the fractured granitic basement. The third objective of well 16/2-9 S was to investigate the hydrocarbon potential in the Cretaceous age Shetland Chalk Vindballen lead.
    Operations and results
    Wildcat well 16/2-9 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 21 August 2011and drilled to TD at 2082 m (2070.6 m TVD) into Basement rocks. Neither shallow gas nor shallow water flow was observed, and operations went forth without significant problems. The well was drilled with sea water and hi-vis bentonite pills down to 343 m, with KCl/Polymer/GEM Spec 3 mud from 343 m to 1066 m, with Performadril WBM spec 6a mud from 1066 m to 1725 m, and with Low sulphate Performadril WBM mud from 1725 m to TD.
    Top expected main reservoir, the Draupne Formation, was picked at 1933.5 m. The intra-Draupne reservoir was unusual and consisted of spiculites. It contained oil. The reservoir proved to be considerably thinner and with much poorer reservoir quality than expected and the oil water contact could not be established exactly. However, based on the saturation profile and results from fluid sampling, the OWC was set at 1941.5 m (1930.1 m TVD / 1906.6 m TVD MSL) with the Free Water Level a few meters further down. The secondary and third objectives, the fractured granitic basement and the Shetland chalk respectively, were dry. There were no oil shows observed in the well apart from in the hydrocarbon bearing reservoir section.
    Three cores were taken in the Skagerrak Formation and into the basement at core depths 1952 - 1975.5 m, 1975.5 - 1987 m and 1987.1 - 1991.5 m. The core shifts relative to the logs were 1, 2, and 3 m respectively, for the three cored intervals. MDT wire line fluid samples were taken at 1935.17 m (oil), 1938.2 m (oil), 1941.0 m (water/oil), and at 1941.7 m (oil/water).
    The well was permanently abandoned on 24 September 2011. It is classified as an oil appraisal to the Aldous Major South 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]
    350.00
    2082.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1952.0
    1974.3
    [m ]
    2
    1975.5
    1986.9
    [m ]
    3
    1987.0
    1986.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    33.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1110.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1130.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1170.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1290.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1350.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1410.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1550.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1650.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1690.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1724.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1731.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1737.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1743.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1749.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1755.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1761.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1767.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1773.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1779.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1785.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1791.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1797.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1803.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1809.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1827.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1851.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1857.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1863.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1869.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1875.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1881.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1887.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1893.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1899.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1902.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1908.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1914.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1926.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1932.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1938.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1944.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1953.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1959.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1965.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1971.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1977.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1983.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1989.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1995.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2001.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2007.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2013.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2019.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2025.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2031.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2037.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2043.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2055.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2061.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2073.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2079.0
    [m]
    DC
    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
    1935.20
    0.00
    OIL
    11.03.2011 - 00:00
    YES
    MDT
    1938.20
    0.00
    OIL
    11.03.2011 - 00:00
    YES
    MDT
    1941.70
    0.00
    OIL
    11.03.2011 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI HNGS HRLA
    1724
    2074
    MDT
    1934
    1965
    MDT
    1935
    1995
    MSIP PEX
    1540
    2075
    MWD - ARC PP
    216
    1066
    MWD - GVR ARC PUP
    1724
    2083
    MWD - PDX5 ARC PUP
    1066
    1724
    MWD - PP
    138
    216
    USIT CBL
    351
    980
    USIT CBL
    1529
    1720
    VSI-1
    1648
    2072
    VSI-4
    151
    1709

  • 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
    212.0
    36
    216.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    332.0
    26
    343.0
    1.41
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1059.0
    17 1/2
    1066.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1724.0
    12 1/4
    1725.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    2082.0
    8 1/2
    2082.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    614
    1.25
    20.0
    KCl/Polymer/GEM
    1066
    1.25
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    1067
    1.23
    20.0
    Performadril
    1361
    1.20
    22.0
    Performadril Low Sulphate
    1724
    1.28
    14.0
    Performadril
    1725
    1.20
    26.0
    Performadril
    1725
    1.29
    31.0
    Performadril
    1987
    1.20
    23.0
    Performadril Low Sulphate
    2082
    1.20
    22.0
    Performadril Low Sulphate
    2982
    1.20
    24.0
    Performadril Low Sulphate

  • 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
    0.22