Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
15.04.2026 - 00:57
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/3-12 A

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.
    15/3-12 A
    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.
    PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
    RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
    RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
    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.
    ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
    P&A
    Pressemelding
    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.
    15/3-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PGS16M04-PGS16910VIK
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1798-L
    Utvinningstill. ved brønnhodeposisjon
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Utvinningstill. for boremål
    Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    43
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.01.2020
    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.
    03.03.2020
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    03.03.2020
    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.
    03.03.2022
    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.
    08.08.2022
    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).
    38.6
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4037.0
    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).
    3833.0
    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° 46' 53.25'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 54' 13.44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6516386.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436616.94
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8948
    Legend +

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/3-12 A is a geological side-track to well 15/3-12 S, which discovered oil in the Sigrun East Hugin prospect on the Gudrun Terrace in the North Sea. Side-track 15/3-12 A was drilled to the Sigrun East Draupne prospect located west of the primary well and south of the Sigrun Field. The primary objective of 15/3-12 A was to verify down-flank continuation of the Hugin Formation reservoir and find the related hydrocarbon contacts. The secondary objective was to verify presence of Intra-Draupne Formation reservoir and hydrocarbons in same.
    Operations and results
    Wildcat well 15/3-12 A was kicked off on 19 January 2020 from the main well at 2100 m in Lower Hordaland Group. It was drilled with the semi-submersible installation West Phoenix to 3593 m (3428 m TVD) in the Cromer Knoll Group. While POOH with 12 ¼” drilling BHA, the drill string got stuck at 2756 m in Ty sand. The BHA could not be freed and a technical side-track 15/3-12 A T2 was initiated with kick-off at 2215 m. Large amounts of caved cuttings was produced during kick-off. Drilling proceeded to final TD at 4038 m (3834 m TVD) in the Middle Jurassic Sleipner Formation. Both 15/3-12 A and 15/3-12 A T2 were drilled using Exploradrill oil-based mud from kick-off to TD.
    The Hugin reservoir was water filled and only cemented sand stringers were penetrated in the Draupne Formation. No oil shows were described in the well. Combined pressure data from the 15/12-3 S and 15/12-3 A T2 well indicated the following hydrocarbon contacts in the Hugin Formation: Free Water Level at 3614.6 m TVD in the upper reservoir unit, OWC at 3570 m TVD in the middle unit, and Free Water Level at 3605.4 m TVD in the lower unit. The contacts are based on pressure data and oil sample densities and are not penetrated by the wellbores.
    No cores were cut. MDT water samples were taken at 3898 m in the Hugin Formation in the 15/3-12 A T2 side-track
    The well was permanently abandoned on 2 March 2020 as a dry well.
    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]
    2120.00
    3593.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3612.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3621.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3630.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3639.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3648.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3657.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3657.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3666.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3684.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3690.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3696.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3702.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3708.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3714.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3720.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3726.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3732.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3738.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3744.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3750.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3756.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3762.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3768.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3774.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3783.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3792.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3801.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3810.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3819.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3828.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3837.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3846.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3855.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3864.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3873.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3882.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3888.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3894.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3900.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3906.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3912.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3918.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3924.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3930.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3936.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3942.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3948.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3954.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3960.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3966.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3972.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3978.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3984.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3990.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3996.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4002.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4008.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4014.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4020.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4026.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4032.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4037.7
    [m]
    DC
    PETROSTR

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD LWD - PD OARCVIS TELES
    2110
    3593

  • 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
    9 7/8
    3605.0
    12 1/4
    3605.0
    1.89
    FIT