Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/2-10

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.
    16/2-10
    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.
    16/2-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN0902R10 inline 3994 & xline 3578
    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.
    1375-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.
    27.09.2011
    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.
    28.10.2011
    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.
    28.10.2013
    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.
    28.10.2013
    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.
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    HUGIN 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.
    115.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2090.0
    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).
    2090.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    0.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    94
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 51' 16.08'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 37.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6524086.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    473675.68
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6715

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/2-10 was drilled on the Utsira High in the North Sea to appraise the northern part of the Aldous Major Discovery in a segment called Espevær. The main objective was to investigate the hydrocarbon potential and the
    reservoir quality and lateral sand distribution in Late Jurassic sandstones in the Draupne Formation of the Viking Group, and the Hugin and Sleipner Formations of the Vestland Group. The secondary well objective was to explore the reservoir properties in the Triassic age Skagerrak Formation. The third objective was to investigate the hydrocarbon potential in the Cretaceous chalk of the Shetland Group.
    Operations and results
    A 9 7/8" pilot hole 16/2-U-6 was drilled to check for shallow gas down to setting depth for the 20" casing. No sign of shallow gas or shallow water flow was seen on the logs nor observed by the ROV.
    Appraisal well 16/2-10 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 27 September 2011 and drilled to TD at 2090 m in the Late Triassic Skagerrak Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with sea water down to 463 m and with water based Performadril mud with 3-4% glycol from 463 m to TD.
    Well 16/2-10 penetrated sediments of Cenozoic, Cretaceous, Jurassic and Triassic age. Top of the Intra Draupne Formation sandstones, came in at 1892 m. An oil column of 66 meters was found in these sandstones and the underlying sandstones of the Middle Jurassic Hugin Formation. The free water level was established at 1957.7 m (1934.2 m TVD MSL) as confirmed by logs, cores, pressure data and fluid samples. This is deeper than in the 16/2-8 discovery well, where the free water level was found at 1920.7 m. The Triassic Skagerrak Formation was water wet. There were no sign of hydrocarbons in the Shetland Group. Oil shows were recorded from 1890 m to 1953 m.
    Four cores were cut from 1889.5 m in the Åsgard Formation to base Hugin Formation at 1962 m. Reservoir fluid samples were obtained in 3 MDT runs at 7 depths: 1893.5 m (oil), 1927.0 m (oil), 1935.5 m (oil), 1935.7 m (oil), 1955 m (oil and some water), 1961 m (water), and 1966 m (water).
    The well was permanently abandoned on 28 October 2011 as an oil appraisal well.
    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]
    460.00
    2089.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1889.5
    1894.7
    [m ]
    2
    1897.4
    1912.5
    [m ]
    3
    1912.5
    1939.6
    [m ]
    4
    1939.6
    1962.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    69.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    500.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    780.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    960.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1020.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1080.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1120.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1140.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1200.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1440.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1500.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1633.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1639.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1657.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1729.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1747.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1759.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1765.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1771.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1777.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1783.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1789.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1795.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1801.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1807.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1813.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1819.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1825.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1831.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1837.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1882.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1885.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1888.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1898.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1904.2
    [m]
    CC
    FUGRO
    1906.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1911.2
    [m]
    CC
    FUGRO
    1922.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1928.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1929.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1930.1
    [m]
    CC
    FUGRO
    1931.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1940.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1944.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1948.1
    [m]
    CC
    FUGRO
    1952.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1959.0
    [m]
    CC
    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
    1927.00
    0.00
    OIL
    21.10.2011 - 00:00
    YES
    MDT
    1935.50
    0.00
    OIL
    19.10.2011 - 00:00
    YES
    MDT
    1893.50
    0.00
    OIL
    19.10.2011 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR ECS GR
    1631
    2092
    FMI HNGS HRLA
    1631
    2092
    LWD MWD - ARCRES6 ADN
    1889
    2090
    LWD MWD - ARCRES8 PP
    138
    455
    LWD MWD - ARCRES9 TELE
    455
    948
    LWD MWD - GVR ARCRES8 TELE
    948
    1631
    LWD MWD - RAB6 ECO TELE
    1631
    1889
    MDT HC
    1893
    1966
    MDT PS
    1893
    1966
    MDT QWS
    1955
    1961
    MSIP GPIT PEX CBL
    1025
    2078
    USIT GR
    1250
    1630
    VSI4 GR
    1243
    2082

  • 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
    212.2
    36
    213.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    449.0
    26
    463.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    942.0
    17 1/2
    948.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1630.0
    12 1/4
    1631.0
    1.57
    LOT
    OPEN HOLE
    2090.0
    8 1/2
    2090.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    139
    1.60
    24.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    216
    1.60
    24.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    300
    1.35
    22.0
    Spud Mud
    513
    1.25
    16.0
    Performadril
    872
    1.25
    26.0
    Performadril
    1045
    1.35
    28.0
    Performadril
    1631
    1.37
    51.0
    Performadril
    2090
    1.22
    23.0
    Performadril

  • 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
    0.21