Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/1-25 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.
    16/1-25 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
    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
    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.
    16/1-25
    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.
    1596-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    73
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.10.2015
    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.
    26.12.2015
    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.
    26.12.2017
    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.
    04.01.2016
    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.
    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.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2210.0
    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).
    2121.0
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 46' 57.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 15' 17.46'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6516226.12
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    456918.19
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7775

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/1-25 S was drilled on the Utsira High in the North Sea, 2.7 km south of well 16/1-12 (Rolvsnes discovery well). The primary objective was to prove the presence of transgressive Cretaceous and/or Jurassic sandstones overlying the basement and to test the extension of the 16/1-12 discovery in porous basement towards south.
    Operations and results
    Wildcat well 16/1-25 S was spudded with the semi-submersible installation Bredford Dolphin on 15 October 2015 and drilled to TD at 2210 m (2121 m TVD) m in the basement rock. The section from 2010 to 602 m was drilled first as a 97/8” pilot hole to check for shallow gas and then opened up with a 26” bit. No shallow gas was observed. The well was drilled as a deviated well (15° through basement) in order to cross more faults and test a wider area and in that way to get better control on variability, quality and thickness of the weathered zones. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 602 m and with Aquadril mud from 602 m to TD.
    A 10 m transgressive sandstone was prognosed at the base of the Early Cretaceous Åsgard Formation but only 10 cm was observed directly above basement. The top basement was found at 2004.25 m (1922.7 m TVD). The well encountered an oil column of about 30 m in porous and fractured basement rock. The OWC is set 2034.5 m MD RKB (1952 m TVD). The pressure data shows communication with the 16/1-12 oil discovery, with approximately the same oil/water contact. The fluid type is oil with similar properties to the Edvard Grieg oil. Below OVC there was oil shows (direct, cut and residual fluorescence) down to 2067 m, and weaker shows down to 2124 m. There were no shows below this depth or above top Basement.
    Six Cores were cut in succession in the basement from 2002 to 2025.23 m with a total recovery of 97%. The core-log shift varies between 0.07 and 0.342 m. MDT fluid samples were taken at 2012.25 m (oil), 2032.5 m (oil), and 2059.6 m (water). PVT single flash analyses of the samples from 2012.25 m gave GOR in the range 175 to 197 Sm3/Sm3 and oil density in the range 0.847 to 0.849 g/cm3. The samples from 2032.5 m had GOR in the range 168 to 177 Sm3/Sm3 and oil density in the range 0.851 to 0.852 g/cm3.
    The well was permanently abandoned on 26 December 2015 as an oil appraisal.
    Testing
    One production test (DST) was performed in the oil zone from 2006.83 to 2029.26 m. The test produced 47 Sm3 oil and 13300 Sm3 gas per day through a 32/64“ choke. The GOR was 280 Sm3/Sm3. The DST temperature measured at 2019.9 m (1937.8 m TVD) was 77.4°C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    610.00
    2209.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2002.0
    2006.0
    [m ]
    2
    2006.0
    2007.6
    [m ]
    3
    2008.0
    2010.8
    [m ]
    4
    2010.8
    2013.3
    [m ]
    5
    2013.4
    2018.6
    [m ]
    6
    2018.8
    2025.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    22.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    210.0
    36
    210.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    596.0
    26
    602.0
    1.55
    FIT
    PILOT HOLE
    602.0
    9 7/8
    662.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    1922.4
    12 1/4
    1930.0
    1.96
    LOT
    LINER
    7
    2208.0
    8 1/2
    2210.0
    0.00

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2007
    2029
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    47
    13300
    280

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR MRF ADT XPT GR JARS
    2010
    2200
    FMI PPC MSIP GR JARS
    1922
    2210
    MDT PS HY PO SRP PQ IFA MS GR JA
    2012
    2100
    MFI GR
    1922
    2210
    MWD LWD - DIR ECD GR
    130
    602
    MWD LWD - DIR ECD GR RES SON
    182
    600
    MWD LWD - RES GR ECD
    1888
    2000
    MWD LWD - RES GR ECD DEN NEU SON
    559
    2210
    UIB HRLA PEX ECS HNGS
    1922
    2205
    VSI32 GR
    610
    2189
    XL ROCK
    2026
    2039
    XL ROCK
    2045
    2171

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    131
    1.40
    20.0
    Spud Mud
    210
    1.04
    10.0
    Spud Mud
    210
    1.40
    10.0
    Spud Mud
    385
    1.40
    16.0
    Water Based
    398
    1.04
    10.0
    Spud Mud
    602
    1.03
    10.0
    Spud Mud
    602
    1.35
    19.0
    Water Based
    602
    1.40
    15.0
    Spud Mud
    1297
    1.39
    16.0
    Water Based
    1568
    1.40
    23.0
    Water Based
    1568
    1.20
    10.0
    Water Based
    1591
    1.40
    20.0
    Water Based
    1962
    1.20
    18.0
    Water Based
    2210
    1.20
    2.0
    Brine
    2210
    1.20
    16.0
    Water Based