Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/9-19 B

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.
    15/9-19 B
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    15/9-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D-ST 9407- 96 & INLINE 1664 & X-LINE 1623
    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.
    916-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    86
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.11.1997
    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.
    02.02.1998
    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.
    02.02.2000
    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.
    15.12.2006
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    85.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4250.0
    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).
    3360.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    57
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    119
    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° 26' 9.25'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 55' 47.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6477887.72
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    437506.71
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3251

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-19 B was drilled back-to-back with 15/9-19 A. The -19 A well proved an 80 m oil column in the Hugin Formation, and no OWC was found. Also, top Hugin Formation was found 62.5 m deeper than prognosed in the former well. The overall well objective of 15/9-19 B was to obtain a better definition of the resource estimate of the Theta Vest structure by identifying the oil-water contact, establish the pore pressure east of the -19 A well, and to improve the seismic tie.
    Operations and results
    Sidetrack well 15/9-19 B was kicked off from 2200 m in well bore 15/9-19 A on 9 November 1997, using the semi-submersible installation Byford Dolphin. Well 15/9-19 A in turn, was drilled as a sidetrack of well 15/9-19 SR drilled in 1993. The well 15/9-19 B was drilled as an 8 1/2" hole from the kick-off point to 3272 m. Due to stuck pipe the string was severed and the well plugged back. A technical sidetrack (15/9-19 BT2), was then made from 2911 m and drilled as 8 1/2" hole to 3220 m. A 7" liner was set at 3198 m, and 6" hole drilled to well TD at 4250 m / 3360.5 m TVD RKB, approximately 30 m TVD into the Triassic Smith Bank Formation. The originally planned open hole electric logging program was performed in the 6" hole section due to setting of 7" liner. All planned logs were run, and data obtained had generally good quality. Due to casing-ringing data from the MAC log in 7" liner is of poorer quality. The well was drilled with the oil based Ultidril mud system from kick-off to TD.
    The top of the Vestland Group, Hugin Formation was penetrated at 4036 m (3174 m TVD RKB) approximately 100 m TVD deeper than prognosed and 47.5 m deeper than the oil down-to contact in the -19 A well. The mismatch with the prognosis was due to wrong pick on the seismic. Both the Hugin and the Sleipner Formations were present with a total thickness of 156 m, of which the Hugin Formation was 126 m (TVD). The well is classified as dry. However, in the Hugin Formation weak to fair shows from 4036 m and over the cored intervals were reported.
    Four conventional cores were cut in the interval 4037 m to 4109 m in the Hugin Formation. The FMT measurements confirmed a water gradient (0.1069 bar/m) in the Hugin sandstones, with a pressure of approximately 1.09 g/cc equivalent mud weight. No formation fluid samples were collected in the well.
    The well was permanently abandoned on 2 February 1998 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]
    2250.00
    4250.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4037.0
    4049.8
    [m ]
    2
    4054.5
    4071.8
    [m ]
    3
    4072.0
    4090.0
    [m ]
    4
    4090.5
    4109.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    66.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4037-4042m
    Kjerne bilde med dybde: 4042-4047m
    Kjerne bilde med dybde: 4047-4049m
    Kjerne bilde med dybde: 4054-4059m
    Kjerne bilde med dybde: 4059-4069m
    4037-4042m
    4042-4047m
    4047-4049m
    4054-4059m
    4059-4069m
    Kjerne bilde med dybde: 4064-4069m
    Kjerne bilde med dybde: 4069-4071m
    Kjerne bilde med dybde: 4072-4077m
    Kjerne bilde med dybde: 4077-4082m
    Kjerne bilde med dybde: 4082-4087m
    4064-4069m
    4069-4071m
    4072-4077m
    4077-4082m
    4082-4087m
    Kjerne bilde med dybde: 4087-4089m
    Kjerne bilde med dybde: 4090-4095m
    Kjerne bilde med dybde: 4095-4100m
    Kjerne bilde med dybde: 4100-4105m
    Kjerne bilde med dybde: 4105-4109m
    4087-4089m
    4090-4095m
    4095-4100m
    4100-4105m
    4105-4109m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3220.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3240.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3250.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3260.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3770.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3776.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3900.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3923.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3939.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3958.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    4002.0
    [m]
    SWC
    WESTL

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.73
    pdf
    24.29

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSL ZDL CND MAC
    3180
    4240
    FMT GR TTRM
    3223
    4200
    MAC DGR CHT
    2080
    3198
    MWD - MPR TF5A
    2210
    4250
    SWC GR TTRM PCL
    3770
    4230
    VSP GR
    2195
    3200
    VSP TTRM DSL ZDL CNS MAC PCL
    3175
    4220

  • 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
    LINER
    7
    3198.0
    8 1/2
    3198.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4250.0
    6
    4250.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2205
    1.55
    46.0
    QUADRILL
    2850
    1.55
    42.0
    ULTIDRILL
    3042
    1.52
    36.0
    ULTIDRILL
    3054
    1.53
    36.0
    ULTIDRILL
    3220
    1.39
    26.0
    ULTIDRILL
    3272
    1.52
    34.0
    ULTIDRILL
    3603
    1.39
    30.0
    ULTIDRILL
    3656
    1.39
    26.0
    ULTIDRILL
    3775
    1.39
    27.0
    ULTIDRILL
    4030
    1.39
    29.0
    ULTIDRILL
    4108
    1.39
    24.0
    ULTIDRILL
    4140
    1.39
    26.0
    ULTIDRILL
    4250
    1.39
    26.0
    ULTIDRILL

  • 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