Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/5-3

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.
    15/5-3
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    15/5-3
    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.
    260-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    108
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.08.1980
    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.
    07.12.1980
    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.
    07.12.1982
    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.
    24.09.2015
    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
    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.
    110.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5042.0
    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).
    5031.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    142
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 43' 47.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 38' 12.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6510938.12
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421061.30
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    207

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/5-3 was drilled in the Vilje Sub-basin between the Enoch and the Gudrun fields in the North Sea. The primary objective was to test possible sandstone reservoirs of Triassic age. A secondary objective was to test the Middle Jurassic Sleipner Formation. The well was planned to penetrate approximately 400 m into the Triassic and had a projected total depth of 4200 m.
    Operations and results
    After two unsuccessful spuds, wildcat well 15/5-3 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 21 August 1980 and drilled to TD at 5042 m in shale and sandstones of Late Permian age. Hole reaming was necessary in intervals below 2250 m, otherwise the well was drilled without significant problems or incidents. The hole was good and vertical down to ca 3000 m. Below 3200 m the hole deviation increased to between 3° and 8°. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 615 m, with a seawater/Dextrid mud from 615 m to 2029 m, with seawater/polymer/Q.Broxin mud from 2029 m to 3834 m, and with a salt-saturated Dextrid mud from 3834 to TD.
    None of the objective sandstone reservoirs were found in the well. The Draupne Formation was encountered at 3665 m. After penetrating 135 m of Draupne shales, the well encountered 1050 m of Zechstein evaporites. At this point, it was decided to deepen the well further in order to explore the pre-salt rocks. Below these, undefined shales and thin sandstones of Late Permian age were found.
    Traces of oil in the mud was observed during P&A - see below. Poor oil shows were recorded in thin limestone stringers at 2850 m, 2920, and in the interval 3355 to 3365 m. No shows were recorded in the pre-Zechstein shales and sand sequence.
    Two cores were cut. Core 1 was cut from 3815 to 3834.4 m with 59.9% recovery. Core 2 was cut from 5038 to 5042 at TD with 94% recovery. No fluid samples were taken on wire line. However, while cutting the 9 5/8" casing during P&A, small amounts of oil were found floating on the drilling mud. The oil is assumed to originate from two 2-meter thick sandstone stringers at 1474 m and 1479 m in the top of the Grid Formation. From wire line log interpretation, these show high porosities and high hydrocarbon saturations.
    The well was permanently abandoned on 7 December 2015 as a 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]
    200.00
    5038.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3815.0
    3826.2
    [m ]
    2
    5038.0
    5041.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    14.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    198.0
    36
    198.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    605.0
    26
    605.0
    1.44
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    2002.0
    17 1/2
    2002.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3525.0
    12 1/4
    3525.0
    2.01
    LOT
    LINER
    7
    4863.0
    8 1/2
    4863.0
    2.22
    LOT
    OPEN HOLE
    5042.0
    5 7/8
    5042.0
    0.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDM
    2002
    5046
    FDC CNL GR
    606
    5045
    ISF SON GR
    135
    5044
    TEMP
    145
    3488
    VELOCITY
    198
    5044

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.07
    pdf
    1.35

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    196.79
    pdf
    9.26

  • 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
    0.25
    pdf
    0.32

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    270
    1.06
    waterbased
    820
    1.13
    46.0
    waterbased
    1710
    1.13
    47.0
    waterbased
    2004
    1.26
    50.0
    waterbased
    2696
    1.26
    51.0
    waterbased
    2997
    1.27
    45.0
    waterbased
    3690
    1.80
    55.0
    waterbased
    4627
    1.86
    61.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1120.0
    [m]
    DC
    UOS
    1140.0
    [m]
    DC
    UOS
    1150.0
    [m]
    DC
    UOS
    1170.0
    [m]
    DC
    UOS
    1180.0
    [m]
    DC
    UOS
    1200.0
    [m]
    DC
    UOS
    1210.0
    [m]
    DC
    UOS
    1230.0
    [m]
    DC
    UOS
    1260.0
    [m]
    DC
    UOS
    1270.0
    [m]
    DC
    UOS
    1290.0
    [m]
    DC
    UOS
    1300.0
    [m]
    DC
    UOS
    1320.0
    [m]
    DC
    UOS
    1330.0
    [m]
    DC
    UOS
    1350.0
    [m]
    DC
    UOS
    1360.0
    [m]
    DC
    UOS
    1380.0
    [m]
    DC
    UOS
    1390.0
    [m]
    DC
    UOS
    1410.0
    [m]
    DC
    UOS
    1420.0
    [m]
    DC
    UOS
    1440.0
    [m]
    DC
    UOS
    1450.0
    [m]
    DC
    UOS
    1470.0
    [m]
    DC
    UOS
    1480.0
    [m]
    DC
    UOS
    1500.0
    [m]
    DC
    UOS
    1510.0
    [m]
    DC
    UOS
    1530.0
    [m]
    DC
    UOS
    1540.0
    [m]
    DC
    UOS
    1560.0
    [m]
    DC
    UOS
    1570.0
    [m]
    DC
    UOS
    1590.0
    [m]
    DC
    UOS
    1600.0
    [m]
    DC
    UOS
    1620.0
    [m]
    DC
    UOS
    1630.0
    [m]
    DC
    UOS
    1650.0
    [m]
    DC
    UOS
    1660.0
    [m]
    DC
    UOS
    1680.0
    [m]
    DC
    UOS
    1690.0
    [m]
    DC
    UOS
    1710.0
    [m]
    DC
    UOS
    1720.0
    [m]
    DC
    UOS
    1740.0
    [m]
    DC
    UOS
    1760.0
    [m]
    DC
    UOS
    1770.0
    [m]
    DC
    UOS
    1790.0
    [m]
    DC
    UOS
    1800.0
    [m]
    DC
    UOS
    1810.0
    [m]
    DC
    UOS
    1820.0
    [m]
    DC
    UOS
    1830.0
    [m]
    DC
    UOS
    1840.0
    [m]
    DC
    UOS
    1850.0
    [m]
    DC
    UOS
    1860.0
    [m]
    DC
    UOS
    1870.0
    [m]
    DC
    UOS
    1880.0
    [m]
    DC
    UOS
    1890.0
    [m]
    DC
    UOS
    1900.0
    [m]
    DC
    UOS
    1910.0
    [m]
    DC
    UOS
    1920.0
    [m]
    DC
    UOS
    1930.0
    [m]
    DC
    UOS
    1940.0
    [m]
    DC
    UOS
    1950.0
    [m]
    DC
    UOS
    1960.0
    [m]
    DC
    UOS
    1970.0
    [m]
    DC
    UOS
    1980.0
    [m]
    DC
    UOS
    1990.0
    [m]
    DC
    UOS
    2000.0
    [m]
    DC
    UOS
    2010.0
    [m]
    DC
    UOS
    2020.0
    [m]
    DC
    UOS
    2040.0
    [m]
    DC
    UOS
    2045.0
    [m]
    DC
    UOS
    2050.0
    [m]
    DC
    UOS
    2060.0
    [m]
    DC
    UOS
    2070.0
    [m]
    DC
    UOS
    2080.0
    [m]
    DC
    UOS
    2090.0
    [m]
    DC
    UOS
    2105.0
    [m]
    DC
    UOS
    2115.0
    [m]
    DC
    UOS
    2125.0
    [m]
    DC
    UOS
    2135.0
    [m]
    DC
    UOS
    2145.0
    [m]
    DC
    UOS
    2155.0
    [m]
    DC
    UOS
    2165.0
    [m]
    DC
    UOS
    2175.0
    [m]
    DC
    UOS
    2185.0
    [m]
    DC
    UOS
    2190.0
    [m]
    DC
    UOS
    2200.0
    [m]
    DC
    UOS
    2210.0
    [m]
    DC
    UOS
    2220.0
    [m]
    DC
    UOS
    2230.0
    [m]
    DC
    UOS
    2240.0
    [m]
    DC
    UOS
    2250.0
    [m]
    DC
    UOS
    2260.0
    [m]
    DC
    UOS
    2270.0
    [m]
    DC
    UOS
    2280.0
    [m]
    DC
    UOS
    2290.0
    [m]
    DC
    UOS
    2300.0
    [m]
    DC
    UOS
    2310.0
    [m]
    DC
    UOS
    2320.0
    [m]
    DC
    UOS
    2330.0
    [m]
    DC
    UOS
    2340.0
    [m]
    DC
    UOS
    2350.0
    [m]
    DC
    UOS
    2360.0
    [m]
    DC
    UOS
    2370.0
    [m]
    DC
    UOS
    2380.0
    [m]
    DC
    UOS
    2390.0
    [m]
    DC
    UOS
    2400.0
    [m]
    DC
    UOS
    2410.0
    [m]
    DC
    UOS
    2420.0
    [m]
    DC
    UOS
    2430.0
    [m]
    DC
    UOS
    2440.0
    [m]
    DC
    UOS
    2450.0
    [m]
    DC
    UOS
    2460.0
    [m]
    DC
    UOS
    2470.0
    [m]
    DC
    UOS
    2480.0
    [m]
    DC
    UOS
    2490.0
    [m]
    DC
    UOS
    2500.0
    [m]
    DC
    UOS
    2510.0
    [m]
    DC
    UOS
    2520.0
    [m]
    DC
    UOS
    2530.0
    [m]
    DC
    UOS
    2540.0
    [m]
    DC
    UOS
    2550.0
    [m]
    DC
    UOS
    2560.0
    [m]
    DC
    UOS
    2570.0
    [m]
    DC
    UOS
    2580.0
    [m]
    DC
    UOS
    2590.0
    [m]
    DC
    UOS
    2600.0
    [m]
    DC
    UOS