Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/10-1

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.
    16/10-1
    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.
    P&A
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    16/10-1
    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.
    Norsk Agip AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    515-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.05.1986
    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.
    14.07.1986
    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.
    14.07.1988
    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.
    27.02.2004
    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.
    DRY
    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.
    84.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3151.0
    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).
    3151.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    123
    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 PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 3' 23.68'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 3' 14.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6435546.75
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444163.52
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    901

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/10-1 was the first well drilled in block 16/10 operated by Norsk Agip. Among the various structures defined within block 16/10, the one called "Alpha", located in the southwestern area, was selected as the first one to be drill. Main reason for this choice was the presence of a deep basin (Witch Ground Graben) to the south west of the block, where the Viking Group shales was believed to have generated hydrocarbons since Cretaceous time. The tectonic evolution of the structure is probably of pre-Cretaceous age, well before hydrocarbon generation started.
    The purpose of the well was to explore all main reservoirs down to Triassic. The primary targets were the Jurassic and Triassic sandstone units, expected at 2850 m and 2980 m, respectively. Prognosed TD was at 3175 m.
    Operations and results
    Wildcat well 16/10-1 was spudded 25 May 1986 by Dyvi Offshore A/S semi-submersible rig Dyvi Stena and drilled to TD at 3151 m in the Late Permian Zechstein Group. The well was drilled with Seawater and hi-vis pills down to 514 m, with KCl/Polymer mud from 524 m to 2565 m, and with lignosulphonate mud from 2565 m t TD. Drilling proceeded without any significant problems. Electrical logs were run already in the 26" section from 195 m. No shallow gas was encountered.
    The Quaternary/Tertiary sequence, 2280.5 m thick, is represented by Nordland, Hordaland and Rogaland groups and is predominantly constituted by marine claystones. A 513.5 m Cretaceous section represented by the limestones of the Chalk Group and by the reddish marl and calcareous shales of the Cromer Knoll Group was penetrated. It was nearly a complete sequence except for two possible hiatus: the first in the Late Santonian and the second between the Cenomanian and the Aptian-Albian. The base Cretaceous Unconformity overlies the Late Jurassic shales of the Viking Group (top at 2794 m), which proved to have a thickness of 211 m. The top of the Jurassic sandstones of the Vestland Group was encountered at 3005 m. The "Oxfordian Sandstone Unit" (Hugin Formation) was 33m thick with very good reservoir properties. Below this was a 15 m thick "coal unit" of the Sleipner Formation, containing a major coal sequence with interbedded carbonaceous claystone/shale. Below the Mid Kimmerian Unconformity, a 58 m thick sequence of arenaceous sediments of the Triassic Skagerrak Formation was drilled. The interval was a monotonous sequence of clastics, with the typical continental red iron colour. At 3116 m the top of the Permian evaporites of the Zechstein Group was touched and penetrated until the depth of 3151 m (TD). Two cores were cut in the Heather Formation, the first from 2855 m to 2873 m, and the second from 2925 m to 2934 m. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 14 July 1986 as a dry hole.
    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]
    510.00
    3147.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2855.0
    2873.0
    [m ]
    2
    2925.0
    2934.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2855-2859m
    Kjerne bilde med dybde: 2860-2864m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2869m
    Kjerne bilde med dybde: 2870-2872m
    Kjerne bilde med dybde: 2925-2929m
    2855-2859m
    2860-2864m
    2865-2869m
    2870-2872m
    2925-2929m
    Kjerne bilde med dybde: 2930-2933m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2930-2933m

  • 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
    195.0
    36
    195.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    505.0
    26
    522.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1409.0
    17 1/2
    1424.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2540.0
    12 1/4
    2565.0
    1.82
    LOT
    OPEN HOLE
    3151.0
    8 1/2
    3151.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    100
    1396
    CBL VDL GR
    950
    2777
    CST
    2780
    3142
    DIL BHC GR
    161
    392
    DIL SLS GR
    407
    1315
    DITE SLS GR
    1396
    2798
    DITE SLS GR
    2777
    3150
    GR
    104
    161
    LDT CNL NGS
    2777
    3150
    MWD - GR RES DIR
    407
    1405
    MWD - GR RES DIR
    1396
    2798
    MWD - GR RES DIR
    2777
    3150
    RFT
    2803
    3120
    SHDT GR
    1396
    2798
    SHDT GR
    2777
    3150
    VSP
    400
    3150

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.53

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    61.92

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21
    pdf
    0.24

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    109
    1.10
    WATER BASED
    23.05.1986
    146
    1.10
    WATER BASED
    23.05.1986
    196
    1.10
    WATER BASED
    05.06.1986
    218
    1.05
    WATER BASED
    05.06.1986
    329
    1.05
    WATER BASED
    05.06.1986
    400
    1.05
    WATER BASED
    05.06.1986
    515
    1.05
    WATERBASED
    05.06.1986
    515
    1.15
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    05.06.1986
    536
    1.15
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    05.06.1986
    619
    1.16
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    05.06.1986
    715
    1.16
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    05.06.1986
    811
    1.18
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    05.06.1986
    831
    1.20
    19.0
    7.5
    WATERBASED
    05.06.1986
    918
    1.22
    19.0
    7.5
    WATER BASED
    05.06.1986
    1054
    1.22
    19.0
    7.5
    WATER BASED
    05.06.1986
    1121
    1.21
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    08.06.1986
    1207
    1.24
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    08.06.1986
    1419
    1.24
    28.5
    6.5
    WATER BASED
    08.06.1986
    1424
    1.23
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    11.06.1986
    1515
    1.27
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    11.06.1986
    1582
    1.27
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    11.06.1986
    1621
    1.27
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    1718
    1.27
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    1734
    1.27
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    1740
    1.32
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    15.06.1986
    1824
    1.32
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    1873
    1.32
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    1923
    1.32
    16.0
    4.5
    WATER BASED
    15.06.1986
    1970
    1.37
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    1988
    1.37
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    2027
    1.42
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    2080
    1.42
    32.0
    9.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    2125
    1.42
    30.0
    10.5
    WATER BASED
    16.06.1986
    2229
    1.42
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    17.06.1986
    2243
    1.42
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    17.06.1986
    2257
    1.42
    34.0
    15.0
    WATER BASED
    17.06.1986
    2349
    1.42
    39.0
    18.0
    WATER BASED
    18.06.1986
    2422
    1.42
    38.0
    16.0
    WATER BASED
    19.06.1986
    2604
    1.25
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    26.06.1986
    2639
    1.30
    18.0
    7.5
    WATER BASED
    29.06.1986
    2695
    1.30
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    29.06.1986
    2759
    1.30
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    29.06.1986
    2782
    1.30
    20.0
    6.5
    WATER BASED
    30.06.1986
    2824
    1.35
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    30.06.1986
    2857
    1.35
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    01.07.1986
    2873
    1.35
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    02.07.1986
    2908
    1.35
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    03.07.1986
    2983
    1.35
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    06.07.1986
    3083
    1.35
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    06.07.1986
    3151
    1.35
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    08.07.1986

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2760.2
    [m]
    SWC
    RRI
    2793.0
    [m]
    DC
    RRI
    2798.4
    [m]
    SWC
    RRI
    2799.0
    [m]
    DC
    RRI
    2811.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2814.0
    [m]
    DC
    RRI
    2826.0
    [m]
    DC
    RRI
    2841.0
    [m]
    DC
    RRI
    2844.0
    [m]
    DC
    RRI
    2855.0
    [m]
    C
    RRI
    2860.0
    [m]
    C
    RRI
    2864.0
    [m]
    C
    RRI
    2867.0
    [m]
    C
    RRI
    2873.0
    [m]
    C
    RRI
    2874.0
    [m]
    DC
    RRI
    2877.0
    [m]
    DC
    RRI
    2889.0
    [m]
    DC
    RRI
    2892.0
    [m]
    DC
    RRI
    2903.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2907.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2924.0
    [m]
    DC
    RRI
    2926.0
    [m]
    C
    RRI
    2929.0
    [m]
    C
    RRI
    2932.0
    [m]
    C
    RRI
    2934.0
    [m]
    C
    RRI
    2949.0
    [m]
    DC
    RRI
    2953.5
    [m]
    DC
    RRI
    2964.0
    [m]
    DC
    RRI
    2975.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2979.0
    [m]
    DC
    RRI
    2994.0
    [m]
    DC
    RRI
    3007.6
    [m]
    SWC
    RRI
    3009.0
    [m]
    DC
    RRI
    3018.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3024.0
    [m]
    DC
    RRI
    3028.1
    [m]
    SWC
    RRI
    3036.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.0
    [m]
    DC
    RRI
    3063.0
    [m]
    DC
    RRI
    3066.0
    [m]
    DC
    RRI
    3081.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3108.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3114.0
    [m]
    DC
    RRI
    3129.0
    [m]
    DC
    RRI
    3144.0
    [m]
    DC
    RRI
    3151.0
    [m]
    DC
    RRI