Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/6-7

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.
    15/6-7
    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.
    15/6-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    DX91-156-112 & SP259/DX 91-156-004- SP24
    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.
    Deminex Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    758-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.04.1993
    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.
    08.06.1993
    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.
    08.06.1995
    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.
    31.10.2003
    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.
    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.
    107.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3540.0
    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).
    3539.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    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.
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 35' 21.41'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 52' 19.06'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6495019.48
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434420.13
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2084

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/6-7 was the first well in licence 166. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic, Hugin Formation of Callovian age within a seismically defined structural trap. There were no secondary objectives for the well, however, other potential reservoir horizons, albeit outside closure, were anticipated within the early Tertiary succession. The well programme was designed to maximize the evaluation of these sections as
    required.
    Operations and results
    Exploration well 15/6-7 was spudded on 24 April 1993 with the semi-submersible installation "Vildkat Explorer" and drilled to TD at 3540 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled with gel and seawater down to 505 m, with PHPA/KCl mud from 505 m to 1173 m, with PHPA/KCl/Glycol mud from 1173 m to 2788 m, and with PHPA/KCl mud from 2788 m to TD.
    The Quaternary and Tertiary sequence represented by the Nordland, Hordaland and Rogaland Group is dominated by mudstone lithologies with occasional thick sandstone developments in the Utsira, Grid, and Heimdal Formations. Background gas values ranged from less than 0.1% to 0.5% with rare isolated gas peaks. The Late Cretaceous succession in the well, 493 m thick, is dominated by carbonate lithologies of the Shetland Group; below 3150 m these become increasingly and atypically sandy. A number of gas peaks were recorded over the interval 3025 m to 3157 m with a maximum gas peak of 5.42% recorded at 3154 m. The Early Cretaceous, 14.5 m thick, represented by the Cromer Knoll Group is substantially thinner than anticipated and consists of arenaceous limestones interbedded with thin calcareous sandstones. The Upper Jurassic Draupne Formation was penetrated at 3233 m, 36 m low to prognosis. Intra Draupne Formation Sandstone was encountered at 3292 m. A formation fluid influx of 3.9 m3 equivalent to a calculated pore pressure of 1.5 sg (RFT) occurred at 3327 m (3331 m loggers depth), a gas peak of 0.74% was associated with this influx. The mud weight was increased from 1.30 sg to 1.52 sg during well control operations. The top Heather Formation was penetrated at 3352.5 m, 75.5 m deeper than anticipated. Background gas values within the Draupne and Heather Formations gradually decreased with depth from 4% to 0.18% at the base of the Heather Formation. The primary objective, the Hugin Formation, was penetrated at 3390.5 m, 4.5 m shallower than anticipated. The Hugin Formation consists of interbedded mudstones and sandstones with the sandstone beds increasing in thickness with depth. The well failed to penetrate any hydrocarbon bearing horizons. The primary objective Hugin Formation was water bearing. This was confirmed by RFT and petrophysical evaluation of the logs.
    One conventional core was cut over the interval 3414 m to 3432 m (15.7 m recovered) in the Triassic Skagerrak Formation. Three RFT runs, 3/1,3/2 and 3/3, were performed in the 8.5" hole section in the Draupne, Hugin and Skagerrak Formations, over the interval 3433-3331 m. A segregated sample was taken on run 3/3. The sample recovered 5 l of muddy water in the 6-gallon chamber. The 1-gallon chamber was plugged.
    The well was permanently plugged and abandoned as a dry hole on 8 June 1993.
    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
    3540.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3414.0
    3429.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    15.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3414-3419m
    Kjerne bilde med dybde: 3419-3424m
    Kjerne bilde med dybde: 3424-3429m
    Kjerne bilde med dybde: 3429-3430m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3414-3419m
    3419-3424m
    3424-3429m
    3429-3430m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1700.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1715.0
    [m]
    DC
    RRI
    1725.0
    [m]
    DC
    RRI
    1735.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1750.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1766.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1795.0
    [m]
    DC
    RRI
    1805.0
    [m]
    DC
    RRI
    1822.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1832.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1862.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1870.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1889.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1957.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1965.0
    [m]
    DC
    RRI
    2022.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2069.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2109.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2155.0
    [m]
    DC
    RRI
    2167.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2183.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2197.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2215.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2269.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2277.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2297.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2325.0
    [m]
    DC
    RRI
    2336.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2394.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2425.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2463.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2473.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2537.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2555.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2585.0
    [m]
    DC
    RRI
    2597.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2607.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2613.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2625.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2675.0
    [m]
    DC
    RRI
    3163.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3175.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3195.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3209.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3215.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3236.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3244.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3257.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3261.0
    [m]
    DC
    RRI
    3281.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3291.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3306.0
    [m]
    DC
    RRI
    3318.0
    [m]
    DC
    RRI
    3336.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3354.0
    [m]
    DC
    RRI
    3374.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3408.0
    [m]
    DC
    RRI
    3411.0
    [m]
    DC
    RRI
    3414.0
    [m]
    DC
    RRI
    3418.0
    [m]
    C
    RRI
    3420.7
    [m]
    C
    RRI
    3423.1
    [m]
    C
    RRI
    3429.7
    [m]
    C
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.66

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.99
    pdf
    0.45

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    35.51

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    2282
    2765
    CST GR
    1350
    2602
    CST GR
    1372
    2732
    CST GR
    3019
    3525
    CST GR
    3156
    3524
    DLL MSFL SDT AS AMS
    2775
    3540
    DLL MSFL SDT AS GR
    492
    1152
    DLL MSFL SDT AS GR SP
    1157
    2768
    LDL CNL NGS AMS
    1157
    2764
    LDL CNL NGS AMS
    2775
    3543
    MWD - BGD
    132
    505
    MWD - BGD GR
    505
    1173
    MWD - DPR
    2800
    3146
    MWD - DPR
    3409
    3536
    MWD - RDG
    3246
    3410
    MWD - RGD
    1173
    2788
    RFT
    3331
    3433
    SHDT FMS GR AMS
    3098
    3544
    SHDT GR AMS
    1700
    2715
    VSP AMS
    1085
    3515

  • 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
    217.0
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    492.0
    26
    505.0
    1.36
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1157.0
    17 1/2
    1173.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2773.0
    12 1/4
    2788.0
    1.74
    LOT
    OPEN HOLE
    3540.0
    8 1/2
    3540.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    180
    1.03
    WATER BASED
    220
    1.05
    WATER BASED
    505
    1.20
    WATER BASED
    1173
    1.14
    190.0
    WATER BASED
    2067
    1.30
    170.0
    WATER BASED
    2100
    1.30
    180.0
    WATER BASED
    2213
    1.30
    220.0
    WATER BASED
    2440
    1.30
    180.0
    WATER BASED
    2614
    1.30
    180.0
    WATER BASED
    2690
    1.30
    190.0
    WATER BASED
    2700
    1.30
    130.0
    WATER BASED
    2700
    1.54
    230.0
    WATER BASED
    2788
    1.30
    290.0
    WATER BASED
    3120
    1.30
    180.0
    WATER BASED
    3226
    1.50
    260.0
    WATER BASED
    3414
    1.52
    200.0
    WATER BASED
    3540
    1.52
    230.0
    WATER BASED

  • 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
    0.22