Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/12-1

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.
    15/12-1
    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
    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.
    15/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 511 138- 1975 SP.100
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    132-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    62
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.07.1975
    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.
    06.09.1975
    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.
    06.09.1977
    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.
    24.09.2004
    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
    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 SHOWS
    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).
    24.4
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    95.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3269.0
    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).
    3269.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    113
    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° 10' 32.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 44' 23.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6449113.79
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    425871.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    94

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/12-1 was drilled in order to evaluate the Paleocene and Jurassic formations on a closed structure 5 km northeast of the Maureen Field which is located just across the UK-Norwegian median line in UK territory. The principle objectives of the 15/12-1 test were the Paleocene and Dogger (Hugin Formation) sandstones where oil accumulations had been proven in the Maureen field 5 km to the southwest on British sector.
    The well is Reference Well for the Sleipner Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 15/12-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 7 July 1975 and drilled to a total depth of 3269 m in Triassic fine-grained sandstone with green and red-brown shale of the Skagerrak Formation. The well was drilled with a lignosulphonate type of mud.
    The Paleocene sandstone at 2633 m to 2643 m in 15/12-1 was encountered 6 m lower than in the Maureen no. 2 well. The sandstone is medium to coarse grained with good porosity (26%), but water wet. The Hugin sandstone was encountered some 50 m higher than in the Maureen no. 2 well. Oil shows were encountered on the cores from the Hugin Formation, but log analysis and FIT proved the sandstone to be water bearing. The logs also indicated shows of hydrocarbon in the Late Cretaceous limestone at 2925 - 2955 m, but log porosity was calculated from 0 to 6%, too tight to obtain a sample. The Late Triassic has good sand development that could be adequate for accumulation of hydrocarbons. During the drilling of the Triassic section, the background gas in mud and cuttings was near zero.
    Eight cores were cut in the well. Paleocene sands (Lista and Maureen Formations) were cored from 2612.1 m to 2651.1 m. One core was cut in the Heather Formation from 3067 m to 3073.3 m; one core was cut from the Hugin Formation into the Sleipner Formation from 3125.7 m to 3143.7 m. The Sleipner Formation was further cored in three cores down to 3183 m. On the basis of log analysis, two points for FIT tests were picked: one point at 3142.5 m (Ï = 23%, SW = 66%) and one point at 3126.5 m (Ï = 11.2%, SW = 31%). Test l at 3142.5 m produced 0.3 litres mud and 9.9 l water with a light skim of oil. The oil skim probably came from the FIT tools hydraulics. Based on the chloride content the water in the sample probably contained a large proportion of mud filtrate. The other sample was a failure due to tight formation. The well was permanently abandoned as a dry well with shows on 6 September 1975.
    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]
    154.53
    3267.46

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    8570.0
    8578.0
    [ft ]
    2
    8579.0
    8611.0
    [ft ]
    3
    8642.0
    8698.0
    [ft ]
    4
    10063.0
    10083.0
    [ft ]
    5
    10255.0
    10314.0
    [ft ]
    6
    10314.0
    10341.0
    [ft ]
    7
    10350.0
    10409.0
    [ft ]
    8
    10409.0
    10438.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    88.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2990.0
    [ft]
    DC
    3080.0
    [ft]
    DC
    3170.0
    [ft]
    DC
    3250.0
    [ft]
    DC
    3340.0
    [ft]
    DC
    3430.0
    [ft]
    DC
    3530.0
    [ft]
    DC
    3620.0
    [ft]
    DC
    3710.0
    [ft]
    DC
    3800.0
    [ft]
    DC
    3890.0
    [ft]
    DC
    3980.0
    [ft]
    DC
    4070.0
    [ft]
    DC
    4160.0
    [ft]
    DC
    4250.0
    [ft]
    DC
    4340.0
    [ft]
    DC
    4430.0
    [ft]
    DC
    4520.0
    [ft]
    DC
    4610.0
    [ft]
    DC
    4700.0
    [ft]
    DC
    4790.0
    [ft]
    DC
    4880.0
    [ft]
    DC
    4970.0
    [ft]
    DC
    5060.0
    [ft]
    DC
    5150.0
    [ft]
    DC
    5240.0
    [ft]
    DC
    5330.0
    [ft]
    DC
    5420.0
    [ft]
    DC
    5510.0
    [ft]
    DC
    5600.0
    [ft]
    DC
    5690.0
    [ft]
    DC
    5780.0
    [ft]
    DC
    5840.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5870.0
    [ft]
    DC
    5900.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5960.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5960.0
    [ft]
    DC
    6020.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6050.0
    [ft]
    DC
    6080.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6140.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6140.0
    [ft]
    DC
    6200.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6230.0
    [ft]
    DC
    6260.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6320.0
    [ft]
    DC
    6330.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6380.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6410.0
    [ft]
    DC
    6440.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6500.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6500.0
    [ft]
    DC
    6560.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6590.0
    [ft]
    DC
    6620.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6680.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6680.0
    [ft]
    DC
    6740.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6770.0
    [ft]
    DC
    6800.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6860.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6860.0
    [ft]
    DC
    6920.0
    [ft]
    DC
    RRI
    6950.0
    [ft]
    DC
    6980.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7040.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7040.0
    [ft]
    DC
    7070.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7160.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7160.0
    [ft]
    DC
    7220.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7250.0
    [ft]
    DC
    7280.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7340.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7340.0
    [ft]
    DC
    7400.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7430.0
    [ft]
    DC
    7460.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7520.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7530.0
    [ft]
    DC
    7580.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7640.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7640.0
    [ft]
    DC
    7670.0
    [ft]
    DC
    7700.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7760.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7760.0
    [ft]
    DC
    7790.0
    [ft]
    DC
    7820.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7820.0
    [ft]
    DC
    7850.0
    [ft]
    DC
    7880.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7880.0
    [ft]
    DC
    7910.0
    [ft]
    DC
    7940.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7940.0
    [ft]
    DC
    8000.0
    [ft]
    DC
    8100.0
    [ft]
    DC
    8190.0
    [ft]
    DC
    8200.0
    [ft]
    DC
    8300.0
    [ft]
    DC
    8320.0
    [ft]
    DC
    8350.0
    [ft]
    DC
    8380.0
    [ft]
    DC
    8400.0
    [ft]
    DC
    8410.0
    [ft]
    DC
    8420.0
    [ft]
    DC
    8440.0
    [ft]
    DC
    8460.0
    [ft]
    DC
    8490.0
    [ft]
    DC
    8520.0
    [ft]
    DC
    8540.0
    [ft]
    DC
    8560.0
    [ft]
    DC
    8576.0
    [ft]
    DC
    8586.0
    [ft]
    DC
    8603.0
    [ft]
    DC
    8660.0
    [ft]
    DC
    8674.0
    [ft]
    DC
    8697.0
    [ft]
    DC
    8790.0
    [ft]
    DC
    8890.0
    [ft]
    DC
    9000.0
    [ft]
    DC
    9100.0
    [ft]
    DC
    9200.0
    [ft]
    DC
    9340.0
    [ft]
    DC
    9360.0
    [ft]
    DC
    9410.0
    [ft]
    DC
    9450.0
    [ft]
    DC
    9490.0
    [ft]
    DC
    9540.0
    [ft]
    DC
    9595.0
    [ft]
    SWC
    9700.0
    [ft]
    DC
    9706.0
    [ft]
    SWC
    9800.0
    [ft]
    DC
    9830.0
    [ft]
    DC
    9850.0
    [ft]
    DC
    9900.0
    [ft]
    DC
    9930.0
    [ft]
    DC
    9950.0
    [ft]
    DC
    9970.0
    [ft]
    DC
    10050.0
    [ft]
    DC
    10063.0
    [ft]
    DC
    10073.0
    [ft]
    DC
    10083.0
    [ft]
    DC
    10100.0
    [ft]
    DC
    10150.0
    [ft]
    DC
    10200.0
    [ft]
    DC
    10250.0
    [ft]
    DC
    10264.0
    [ft]
    DC
    10327.0
    [ft]
    DC
    10331.0
    [ft]
    DC
    10350.0
    [ft]
    C
    10359.0
    [ft]
    C
    10389.0
    [ft]
    C
    10398.0
    [ft]
    C
    10410.0
    [ft]
    DC
    10418.0
    [ft]
    DC
    10426.0
    [ft]
    C
    10437.0
    [ft]
    C
    10710.0
    [ft]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.40

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.69

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    22.22

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR C
    117
    3269
    CNL FDC GR
    2100
    3269
    DIPMETER
    2150
    3269
    DLL
    2871
    3262
    IES
    399
    3269
    TEMP
    1119
    2845
    VSP
    548
    3266

  • 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
    155.0
    36
    155.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    399.0
    26
    413.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1533.0
    17 1/2
    1538.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2872.0
    12 1/4
    2874.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3269.0
    8 1/2
    3269.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    399
    1.02
    seawater
    2499
    1.23
    seawater
    3018
    1.37
    seawater
    3048
    1.43
    seawater
    3142
    1.36
    seawater

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22