Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/5-4

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.
    15/5-4
    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.
    15/5-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9068-109 AND NH 9068-312
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    682-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    28
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.06.1991
    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.
    03.07.1991
    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.
    03.07.1993
    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.
    03.10.2013
    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 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.
    120.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2300.0
    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).
    2300.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    63
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 38' 28.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 33' 8.87'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6501162.62
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    415972.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1762

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/5 4 was drilled on a structure that straddles the border between the U.K. and the Norwegian sector of the North Sea. Hydrocarbons were proven in the structure by three earlier wells drilled in the UK sector (U.K. 16/13a-3, 16/13a-4, and 16/13a-5). Well 16/13a-4 penetrated a gas cap at the top of the structure and an oil column down to base reservoir. The other two wells penetrated an oil zone and a water leg. The objective of well 15/5-4 was to assess the extension of hydrocarbon bearing Sele Formation sand towards the east into PL048. The well position was chosen for possible use as a producer in the event of a positive appraisal. Prognosed total depth was 2300 m.
    Operations and results
    Appraisal well 15/5-4 was spudded by the semi submersible installation Vildkat Explorer on 6 June 1991 and drilled to TD at 2300 m in rocks of the Paleocene Heimdal Formation. No shallow gas was observed on the predicted sand/gas levels. Drilling proceeded without any significant problems. The well was drilled with spud mud down to 1027 m and with KCl/polymer mud from 1027 m to TD.
    Thin sands of the Sele Formation were encountered at 2120 m and had good oil shows. The reservoir thickness was calculated to 7.5 m. The sandstones of the Heimdal Formation were penetrated below the oil/water contact and were totally water wet. Weak oil shows was described on sidewall cores from claystone at 1909 m in the Frigg Formation and sandstone at 2182 m in the Lista Formation.
    A total of six cores were cut from 2106 m to 2147 m over the reservoir section. RFT fluid samples were attempted at 2125.1 m, 2125.3 m, 2125.8 m, and 2129.5 m. Sampling suffered from sand plugging and only the samples from run 1C (2129.5 m) contained traces of oil.
    The well was permanently abandoned on 3 July 1991 as a well with oil shows.
    Testing
    One DST test was performed over the interval 2123.4 to 2135.9 m in the Sele Formation. Water was produced, but not to surface.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1040.00
    2300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2106.0
    2124.8
    [m ]
    2
    2124.0
    2129.0
    [m ]
    3
    2129.0
    2132.0
    [m ]
    4
    2132.0
    2145.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    40.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2106-2111m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2116m
    Kjerne bilde med dybde: 2116-2121m
    Kjerne bilde med dybde: 2121-2125m
    Kjerne bilde med dybde: 2125-2129m
    2106-2111m
    2111-2116m
    2116-2121m
    2121-2125m
    2125-2129m
    Kjerne bilde med dybde: 2129-2134m
    Kjerne bilde med dybde: 2134-2139m
    Kjerne bilde med dybde: 2139-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2143-2145m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2129-2134m
    2134-2139m
    2139-2143m
    2143-2145m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1501.0
    [m]
    SWC
    NH
    1530.0
    [m]
    SWC
    NH
    1561.0
    [m]
    SWC
    NH
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1593.0
    [m]
    SWC
    NH
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    SWC
    NH
    1697.0
    [m]
    SWC
    NH
    1718.0
    [m]
    SWC
    NH
    1738.0
    [m]
    SWC
    NH
    1754.0
    [m]
    SWC
    NH
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1778.0
    [m]
    SWC
    NH
    1800.0
    [m]
    SWC
    NH
    1824.0
    [m]
    SWC
    NH
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1856.0
    [m]
    SWC
    NH
    1874.0
    [m]
    SWC
    NH
    1909.0
    [m]
    SWC
    NH
    1945.0
    [m]
    DC
    RRI
    1954.0
    [m]
    SWC
    NH
    1975.0
    [m]
    DC
    RRI
    1983.0
    [m]
    SWC
    NH
    2000.0
    [m]
    SWC
    NH
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2032.0
    [m]
    SWC
    NH
    2058.0
    [m]
    SWC
    NH
    2071.0
    [m]
    SWC
    NH
    2085.0
    [m]
    SWC
    NH
    2098.0
    [m]
    SWC
    NH
    2115.0
    [m]
    C
    RRI
    2120.0
    [m]
    C
    RRI
    2124.0
    [m]
    C
    RRI
    2129.0
    [m]
    C
    RRI
    2134.0
    [m]
    C
    RRI
    2136.0
    [m]
    C
    RRI
    2139.0
    [m]
    C
    RRI
    2145.0
    [m]
    C
    RRI
    2157.0
    [m]
    DC
    RRI
    2165.0
    [m]
    DC
    RRI
    2172.0
    [m]
    SWC
    NH
    2182.0
    [m]
    SWC
    NH
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2194.0
    [m]
    SWC
    NH
    2205.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2225.0
    [m]
    DC
    RRI
    2235.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2255.0
    [m]
    DC
    RRI
    2265.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2285.0
    [m]
    DC
    RRI
    2295.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    145
    782
    896
    1586
    2072
    2072
    2120
    2173
    2198

  • 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
    0.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.77
    pdf
    2.96

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2124
    2136
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    68
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1501
    2194
    DIL SDL LDL NGL SP CAL AMS
    1007
    2254
    DLL MSFL GR CAL AMS
    2068
    2226
    FMS4 GR CAL AMS
    1007
    2229
    MWD - GR RES DIR
    145
    2298
    RFT HP GR
    1832
    2134
    RFT HP GR
    2125
    2143
    RFT HP GR
    2125
    2206
    VSP
    800
    2235

  • 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
    230.0
    36
    231.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1012.0
    17 1/2
    1027.0
    1.35
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2248.0
    12 1/4
    2300.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    186
    1.05
    WATER BASED
    231
    1.05
    WATER BASED
    597
    1.05
    WATER BASED
    1027
    1.20
    WATER BASED
    1027
    1.20
    WATER BASED
    1370
    1.10
    13.0
    WATER BASED
    1702
    1.18
    15.0
    WATER BASED
    1911
    1.23
    19.0
    WATER BASED
    2106
    1.23
    18.0
    WATER BASED
    2115
    1.25
    19.0
    WATER BASED
    2129
    1.25
    17.0
    WATER BASED
    2135
    1.25
    19.0
    WATER BASED
    2147
    1.26
    18.0
    WATER BASED
    2294
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    2300
    1.26
    20.0
    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
    0.21