Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/1-28 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.
    16/1-28 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.
    RE-CLASS TO DEV
    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
    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.
    16/1-28
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN12 M02 R16 /inline 3648. xline 3094
    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.
    1687-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    134
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.04.2018
    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.
    23.08.2018
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    23.08.2018
    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.
    23.08.2020
    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.
    23.08.2020
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    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").
    4880.0
    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).
    1918.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    91.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    80
    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° 48' 51.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 16' 14.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6519754.15
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457869.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8357

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/1-28 S was drilled to appraise the 16/1-12 Rolvsnes Discovery on the Utsira High in the North Sea. The objective was to verify pressure communication within the reservoir and determine possible depletion resulting from production from the Edvard Grieg Field. Further objectives were to prove the drillability of a 2.5 km long horizontal well within granitic basement, and to perform a production test to better understand the reservoir performance.
    Operations and results
    Appraisal well 16/1-28 S was spudded with the semi-submersible installation COSL Innovator on 3 April and a 36 “x 42” was drilled to 200 m.  A 9 7/8” pilot was drilled from 200  to 780 m due to shallow gas warnings. No shallow gas was observed. Hole instability problems were encountered in the 12 ¼” section, from 1742 to 2186 m, and this section was unintentionally side-tracked at 1978 m while reaming. The side-track, 16/1-28 ST2, was drilled to final TD at 4880 m (1919 m TVD) in granite basement rock. The well was drilled vertical down to 957 m, building angle from there to ca 2410 m, from where the well was drilled horizontally. A union strike delayed the DST operations with approximately 11 days. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 957  m, with Aquadril mud from 957 m to 1734 m, with Delta TEQ oil-based mud from 1734 m to 2180 m, and with Performadril mud from 2180 m to TD.
    Basement was encountered at 2335.5 m (1908.8 m TVD) and well TD was reached at 4880 m (1919.0 m TVD). A total horizontal section of 2500 m in basement was drilled with an average penetration rate of 9.9 m/h. 65 pressure measurements were attempted, the successful tests showed a depletion of about 10 bars, which can be the result of production from the Edvard Grieg Field. Good oil shows were recorded throughout the fractured granitic reservoir from 2336.5 to 4880 m, otherwise no shows were described in the well.
    Due mainly to wellbore instability issues, no cores or sidewall cores were taken in wellbore 16/1-28 ST2. This restricted the amount of petrographic data acquired to evaluate the degree and type of alteration of the basement rock. Fluid samples were taken during the DST
    The well was permanently abandoned on 23 August 2018 as an oil appraisal.
    Testing
    The well was formation-tested (DST) for ten days. The well was tested from intervals separated by swell packers over the whole reservoir section below 2417 m and production logging was carried out. The maximum production rate was 1100 Sm3 oil per flow day through a 52/64” nozzle opening. The main flow period of 5 days was held with a rate of 650 Sm3 oil per day through a 52/64” nozzle opening. The oil is undersaturated with a gas/oil ratio of 130 Sm3/Sm3. The DST temperature at Gauge depth 1852.4 m TVD was 77.6°C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    970.00
    2186.00

  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    0.0
    2093
    0
    20.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    0.0
    77
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    0.0
    600
    77000
    130

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD LWD - GR PWD RES DIR AC
    176
    1734
    MWD LWD - NBRES NBINC NBGR
    1649
    2186
    MWD LWD - NBRES NBINC NBGR
    1649
    2186
    MWD LWD - PWD RES GR DIR
    131
    957
    MWD LWD - RES PWD GR DIR CAL DEN
    1649
    2186

  • 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
    199.3
    36
    200.0
    0.00
    PILOT HOLE
    780.0
    9 7/8
    780.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    957.1
    26
    965.0
    1.56
    FIT
    INTERM.
    13 3/8
    1733.6
    17 1/2
    1742.0
    1.65
    FIT
    LINER
    11 3/4
    1836.0
    0.0
    0.00
    LINER
    9 5/8
    2162.7
    12 1/4
    2180.0
    1.40
    FIT
    OPEN HOLE
    4880.0
    8 1/2
    4880.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    199
    1.39
    23.0
    AQUA-DRILL WBM
    200
    1.03
    Seawater
    200
    1.25
    16.0
    AQUA-DRILL WBM
    200
    1.50
    19.0
    AQUA-DRILL WBM
    469
    1.03
    Seawater
    469
    1.25
    16.0
    AQUA-DRILL WBM
    560
    1.03
    Seawater
    560
    1.50
    16.0
    AQUA-DRILL WBM
    560
    1.25
    16.0
    AQUA-DRILL WBM
    727
    1.03
    Seawater
    727
    1.25
    16.0
    AQUA-DRILL WBM
    965
    1.41
    27.0
    AQUA-DRILL WBM
    965
    1.25
    16.0
    AQUA-DRILL WBM
    965
    1.03
    Seawater
    1107
    1.45
    25.0
    AQUA-DRILL WBM
    1742
    1.03
    24.0
    AQUA-DRILL WBM
    1742
    1.45
    24.0
    CARBO-SEA
    1757
    1.42
    27.0
    CARBO-SEA
    2050
    1.45
    24.0
    CARBO-SEA
    2090
    1.48
    29.0
    DELTA-TEQ
    2100
    1.11
    Other
    2127
    1.50
    32.0
    DELTA-TEQ
    2151
    1.45
    29.0
    CARBO-SEA
    2156
    1.11
    1.0
    PACKER-FLUID
    2156
    1.11
    1.0
    Inhibited Brine
    2180
    1.09
    17.0
    PERFLOW CM
    2180
    1.03
    Seawater
    2180
    1.11
    Inhibited KCL/NaCL
    2180
    1.11
    Other
    2180
    1.50
    31.0
    DELTA-TEQ
    2186
    1.48
    29.0
    DELTA-TEQ
    2186
    1.45
    30.0
    Other
    2186
    1.45
    26.0
    CARBO-SEA
    2195
    1.10
    14.0
    PERFLOW CM
    2493
    1.09
    13.0
    PERFLOW CM
    3002
    1.09
    13.0
    PERFLOW CM
    4072
    1.09
    16.0
    PERFLOW CM
    4471
    1.09
    20.0
    PERFLOW CM
    4880
    1.10
    PACKER-FLUID
    4880
    1.10
    9.0
    SFSCRF
    4880
    1.09
    20.0
    PERFLOW CM