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

15/3-5

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.
    15/3-5
    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
    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.
    15/3-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8206 - 418 A SP 726
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    397-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    138
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.12.1983
    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.
    13.05.1984
    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.
    13.05.1986
    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.
    10.08.2013
    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.
    APPRAISAL
    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
    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
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    SLEIPNER FM
    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.
    110.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4130.0
    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).
    4130.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    SLEIPNER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 47' 13.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 50' 34.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6517057.34
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    433105.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    52

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/3-5 was drilled on the Gudrun Terrace, east of the 15/3-1 S Gudrun Discovery in the North Sea. Well 15/3-5 was drilled in a downdip position of a structure explored by the well 15/3-4, where oil bearing reservoirs of Middle Jurassic age were tested. The main objectives of 15/3-5 were to find the extension of these reservoirs and to define a hydrocarbon/water contact.
    Operations and results
    Appraisal well 15/3-5 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 28 December 1983 and drilled to TD at 4130 m in the Middle Jurassic Sleipner Formation. Drilling was suspended at 195 m due to bad weather. The well was re-spudded on 6 January 25 m west of the original location. Some technical problems with the BOP occurred after setting of the 20" and 13 3/8" casings. A seat protector got stuck in the riser during drilling of the 17 1/2" hole. Drilling breaks occurred at 3943 m, 3954 m, 4018 m, 4032 m and at 4041 4043 m in the 8 1/2" hole section. The well was drilled using water based mud.
    Top Draupne Formation was encountered at 3808 m, followed by the Heather Formation at 3881 m, and the target Middle Jurassic Sleipner Formation at 3935 m. Several thin reservoir zones were penetrated in the Sleipner Formation. The sands were interpreted as minor fluvial channels (2 to 5m in thickness) deposited in two main sequences. Four of the channels were oil-bearing with an oil gradient of 0.61 bar/10 m based on pressure measurements. An OWC could be established at 4022.6 m. Pressure measurements showed that the upper fluvial channel sequence is over-pressured, and not in contact with the sands encountered in well 15/3-4. The lower fluvial sequence could be connected between the two wells. Petrophysical evaluation of the whole system gave a net pay of 6.7 m.
    In the Quaternary, Tertiary and Cretaceous series no fluorescence due to hydrocarbons were observed. In the Upper Jurassic sequence, a weak yellow colour in direct fluorescence light was observed on sandstone pieces. A pale to clear yellow and orange colour in direct fluorescence light was reported from the Middle Jurassic sequence down to about 4060m. Below 4060 m to TD nil to very weak direct fluorescence was observed.
    Three cores were cut in the Sleipner Formation. Cores 1 and 2 were cut from 3971 to 4003 m (3973.6 to 4005.6 m logger's depth) with 98 % and 84% recovery, respectively. Core 3 was cut from 4020 to 4029 m (4023.9 to 4032.9 m logger's depth) with 94% recovery. RFT wire line fluid samples were taken at 3969.9 m (gas + mud filtrate), 3984 m (gas + mud filtrate), 4022.2 m (minor gas + mud filtrate), and 4028.5 m (trace gas + mud filtrate),
    The well was permanently abandoned on 13 May 1984 as an oil appraisal.
    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]
    200.00
    4130.00

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3971-3975m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3971-3975m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3975-3979m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3975-3979m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3979-3983m
    Høy: 3971-3975m
    Lav: 3971-3975m
    Høy: 3975-3979m
    Lav: 3975-3979m
    Høy: 3979-3983m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3979-3983m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3983-3987m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3983-3987m
    Kjerne bilde med dybde: 3987-3989m
    Kjerne bilde med dybde: 3989-3991m
    Lav: 3979-3983m
    Høy: 3983-3987m
    Lav: 3983-3987m
    3987-3989m
    3989-3991m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3991-3995m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3991-3995m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3995-3999m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3995-3999m
    Kjerne bilde med dybde: 3999-4001m
    Høy: 3991-3995m
    Lav: 3991-3995m
    Høy: 3995-3999m
    Lav: 3995-3999m
    3999-4001m
    Kjerne bilde med dybde: 4020-4022m
    Kjerne bilde med dybde: 4022-4026m
    Kjerne bilde med dybde: 4026-4029m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4020-4022m
    4022-4026m
    4026-4029m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3971.4
    [m]
    C
    WESTL
    3973.5
    [m]
    C
    WESTL
    3977.1
    [m]
    C
    WESTL
    3979.6
    [m]
    C
    WESTL
    3980.7
    [m]
    C
    WESTL
    3983.4
    [m]
    C
    WESTL
    3986.4
    [m]
    C
    WESTL
    3987.2
    [m]
    C
    WESTL
    3992.0
    [m]
    C
    WESTL
    3995.8
    [m]
    C
    WESTL
    4000.4
    [m]
    C
    WESTL
    4020.3
    [m]
    C
    WESTL
    4021.4
    [m]
    C
    WESTL
    4023.1
    [m]
    C
    WESTL
    4024.2
    [m]
    C
    WESTL
    4028.3
    [m]
    C
    WESTL

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    WATER
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.04
    pdf
    1.67

  • 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
    0.16
    pdf
    0.34

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.17
    pdf
    11.39

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT GR CAL
    962
    2800
    CST
    2817
    3829
    CST
    3210
    3828
    CST
    3830
    3905
    CST
    3938
    4130
    DLL MSFL GR
    3816
    4133
    ISF LSS GR SP
    2797
    3832
    ISF LSS GR SP
    3816
    4005
    ISF LSS GR SP
    3816
    4133
    ISF SON GR
    135
    973
    ISF SON GR SP
    962
    2808
    LDL CAL
    962
    2808
    LDL CNL GR CAL
    3816
    4005
    LDL CNL NGL
    3815
    4135
    LDT GR CAL
    194
    967
    LDT NGT CAL
    2797
    3817
    RFT
    3960
    4135
    RFT
    3984
    4048
    RFT
    4022
    4028
    SHDT
    2797
    3830
    SHDT
    3815
    4135
    SSL
    1000
    4125

  • 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
    196.0
    36
    196.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    962.0
    26
    977.0
    1.28
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2798.0
    17 1/2
    2813.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3816.0
    12 1/4
    3832.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4130.0
    8 1/2
    4130.0
    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
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    210
    1.11
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    1040
    1.15
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    1170
    1.17
    WATER BASED
    1245
    1.18
    25.0
    20.0
    WATER BASED
    1530
    1.19
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    1790
    1.21
    21.0
    13.0
    WATER BASED
    2160
    1.26
    WATER BASED
    2370
    1.26
    32.0
    26.0
    WATER BASED
    2605
    1.28
    21.0
    16.0
    WATER BASED
    3010
    1.29
    35.0
    28.0
    WATER BASED
    3070
    1.30
    35.0
    26.0
    WATER BASED
    3530
    1.33
    36.0
    24.0
    WATER BASED
    3660
    1.37
    36.0
    20.0
    WATER BASED
    3710
    1.41
    48.0
    20.0
    WATER BASED
    3740
    1.43
    48.0
    20.0
    WATER BASED
    3785
    1.45
    40.0
    26.0
    WATER BASED
    3850
    1.60
    WATER BASED
    3930
    1.61
    42.0
    18.0
    WATER BASED
    3970
    1.70
    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