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

15/9-18

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.
    15/9-18
    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.
    15/9-18
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8215 - 122 SP 636
    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.
    396-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.12.1983
    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.
    02.03.1984
    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.
    02.03.1986
    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.
    10.01.2010
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    97.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3622.0
    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).
    3621.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.15
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    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° 21' 1.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 48' 12.27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6468508.49
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    429961.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    36

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-18 is located between the Sleipner Øst and Sleipner Vest Fields in the South Viking Graben in the North Sea.
    It was designed primarily to test hydrocarbon accumulations in the Middle Jurassic Hugin Formation. Secondary objectives were Paleocene sandstones in the Heimdal and Sleipner Formations, and sandstones of Triassic age.
    Operations and results
    Wildcat well 15/9-18 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 16 December 1983 and drilled to TD at 3622 m in the Triassic Smith Bank Fm. No major problems occurred while drilling this well, but some tight hole problems were experienced in the 12 1/4" hole section. The well was drilled with seawater gel down to 520 m and with gypsum/lignosulphonate mud from 520 m to TD.
    Tertiary sands were penetrated at 866 m (Utsira Formation), 1254 m, and at 2071 m ("Frigg Fm Equivalent"). The Draupne Formation was encountered 105 m thick at 3108 m. The Hugin Formation was encountered at 3237 m. It was found hydrocarbon bearing in a 7.5 m interval from 3237.5 m and down to a coal layer at 3245.0 m but the hydrocarbons were immovable. The well did not encounter other hydrocarbon bearing intervals. Shows were however recorded further down in the Hugin Formation in the interval 3275 m to 3325 m.
    Four cores were cut, two in the Paleocene and two in the Middle Jurassic sequence. Segregated FMT fluid samples were taken in the hydrocarbon bearing interval in the Hugin Formation at 3238.3 m, 3239 m, and 3240 m. All samples were reported to recover mud filtrate only, but the samples from 3240 m were analysed to contain 0.2 g petroleum hydrocarbons.
    The well was permanently abandoned on 2 March 1984 as a dry well with shows.
    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]
    190.00
    3622.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2630.0
    2632.2
    [m ]
    2
    2632.5
    2645.9
    [m ]
    3
    3230.0
    3248.4
    [m ]
    4
    3248.0
    3266.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    52.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2630-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2632-2637m
    Kjerne bilde med dybde: 2637-2642m
    Kjerne bilde med dybde: 2642-2645m
    Kjerne bilde med dybde: 3230-3236m
    2630-2632m
    2632-2637m
    2637-2642m
    2642-2645m
    3230-3236m
    Kjerne bilde med dybde: 3236-3242m
    Kjerne bilde med dybde: 3242-3248m
    Kjerne bilde med dybde: 3248-3249m
    Kjerne bilde med dybde: 3248-3254m
    Kjerne bilde med dybde: 3254-3260m
    3236-3242m
    3242-3248m
    3248-3249m
    3248-3254m
    3254-3260m
    Kjerne bilde med dybde: 3260-3266m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3260-3266m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2202.5
    [m]
    C
    2232.5
    [m]
    C
    2262.5
    [m]
    C
    2292.5
    [m]
    C
    2322.5
    [m]
    C
    2352.5
    [m]
    C
    2382.5
    [m]
    C
    2412.5
    [m]
    C
    2442.5
    [m]
    C
    2472.5
    [m]
    C
    2502.5
    [m]
    C
    2532.5
    [m]
    C
    2562.5
    [m]
    C
    2592.5
    [m]
    C
    2622.5
    [m]
    C
    2631.7
    [m]
    C
    OD
    2642.3
    [m]
    C
    OD
    2652.5
    [m]
    C
    2682.5
    [m]
    C
    2712.5
    [m]
    C
    2742.5
    [m]
    C
    2750.0
    [m]
    C
    2947.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3220.0
    [m]
    DC
    OD
    3230.1
    [m]
    C
    OD
    3232.6
    [m]
    C
    OD
    3234.5
    [m]
    C
    OD
    3235.2
    [m]
    C
    OD
    3238.5
    [m]
    C
    OD
    3242.1
    [m]
    C
    OD
    3242.8
    [m]
    C
    OD
    3243.1
    [m]
    C
    OD
    3245.2
    [m]
    C
    OD
    3248.2
    [m]
    C
    OD
    3248.7
    [m]
    C
    OD
    3249.9
    [m]
    C
    OD
    3254.9
    [m]
    C
    OD
    3260.0
    [m]
    C
    OD
    3266.4
    [m]
    C
    OD
    3269.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3298.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    OD
    3313.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3325.0
    [m]
    DC
    OD
    3329.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3350.0
    [m]
    DC
    OD
    3367.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3372.0
    [m]
    DC
    OD
    3400.0
    [m]
    DC
    OD
    3409.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3420.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    OD
    3440.0
    [m]
    DC
    OD
    3465.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3584.5
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.06
    pdf
    0.74
    pdf
    0.96

  • 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
    0.18
    pdf
    0.32

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.07
    pdf
    1.84
    pdf
    20.20
    pdf
    1.63
    pdf
    0.71
    pdf
    0.52
    pdf
    0.53
    pdf
    0.54
    pdf
    0.53
    pdf
    0.29
    pdf
    0.28
    pdf
    0.19
    pdf
    0.81
    pdf
    0.82
    pdf
    1.81
    pdf
    2.22
    pdf
    2.45
    pdf
    0.80
    pdf
    0.66
    pdf
    0.81
    pdf
    0.62
    pdf
    0.19
    pdf
    30.93
    pdf
    0.16
    pdf
    14.87
    pdf
    2.38
    pdf
    2.12
    pdf
    2.17
    pdf
    0.19
    pdf
    0.92
    pdf
    2.51
    pdf
    0.85
    pdf
    1.14
    pdf
    0.65
    pdf
    1.71
    pdf
    1.71
    pdf
    1.04
    pdf
    0.98
    pdf
    1.78
    pdf
    1.63
    pdf
    2.34
    pdf
    1.55
    pdf
    3.07
    pdf
    3.92

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CAL
    1500
    2743
    CBL VDL GR
    120
    2740
    CBL VDL GR
    200
    1150
    CDL CNL GR CAL
    1150
    3622
    CDL GR CAL
    499
    1170
    DIFL BHC AC
    120
    520
    DLL MLL GR
    3200
    3300
    FMT
    3238
    3571
    GR SP CAL
    499
    3623
    HR DIP
    2275
    2762
    HR DIP
    2742
    3623
    VELOCITY
    750
    3620

  • 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
    181.0
    36
    182.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    499.0
    26
    520.0
    1.47
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1150.0
    17 1/2
    1170.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2743.0
    12 1/4
    2762.0
    1.74
    LOT
    OPEN HOLE
    3622.0
    8 1/2
    3622.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    180
    1.04
    100.0
    WATER BASED
    330
    1.08
    38.0
    WATER BASED
    610
    1.10
    45.0
    WATER BASED
    705
    1.14
    49.0
    WATER BASED
    815
    1.13
    52.0
    WATER BASED
    1145
    1.12
    52.0
    WATER BASED
    1175
    1.13
    44.0
    WATER BASED
    1780
    1.17
    53.0
    WATER BASED
    1890
    1.20
    53.0
    WATER BASED
    2090
    1.23
    46.0
    WATER BASED
    2800
    1.24
    46.0
    WATER BASED
    3040
    1.35
    53.0
    WATER BASED
    3095
    1.39
    55.0
    WATER BASED
    3145
    1.42
    54.0
    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