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

15/2-1

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.
    15/2-1
    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.
    15/2-1
    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.
    310-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    91
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.11.1981
    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.
    24.02.1982
    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.
    24.02.1984
    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.
    01.08.2010
    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.
    OIL/GAS 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.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4600.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    132
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 45' 19.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 35' 40.58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6513814.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    418684.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    308

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/2-1 was drilled in the Vilje sub-basin in the Viking Graben in the North Sea, ca 1.5 km from the UK border. The objective of the well 15/2-1 was to test the Upper Jurassic, Middle Jurassic, and Triassic sandstone reservoirs northwest of and down dip of the salt diapir encountered in the well 15/5-3. The well was planned to be drilled ca 200 m into the Triassic with a total depth of ca 4525 m.
    Operations and results
    Wildcat well 15/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 26 September 1981 and drilled to TD at 4600 m in the Late Permian Zechstein Group. No significant problems were encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 665 m and with Shaletrol polymer mud system from 665 m to 2750 m. At 2750 m the mud was converted to a dispersed mud system by adding lignosulphonate and this was used for the remaining well bore down to TD. There was 0 - 3% oil in the mud below 1168 m.
    The well penetrated a number of sandstone Formations in the Tertiary (Skade, Grid, Intra Balder sandstone, Heimdal, and Ty Formations). All these were entirely water wet. The Hugin Formation (4356 - 4493 m) consisted of massive very fine grained sandstones with beds of coal on top. The Sleipner Formation (4493 - 4554.5 m) had a 10 m thick coal layer on top underlain by siltstones grading occasionally to very fine sandstones, interbeds of sandstones, and stringers of coal. The well did not penetrate any Early Jurassic or Triassic rocks, but encountered evaporites of Permian age at 4554.5 m, unconformably underlying the Sleipner Formation.
    Good hydrocarbon shows were reported from both the Hugin and Sleipner Formations. However, wire line log evaluation and core analysis showed very poor reservoir parameters and no moveable hydrocarbons. Fluorescence and cut were observed also on limestone and shale cuttings in the Tor Formation at 2800 - 2835 and in the Early Cretaceous at 3815 - 3922 m
    Three cores were cut from 4365 to 4405 m in the Hugin Formation. The RFT tool was run in the Hugin Formation. The formation proved to be tight and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 24 February 1982 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]
    200.00
    4600.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4368.0
    4369.8
    [m ]
    2
    4369.8
    4390.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    22.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4365-4368m
    Kjerne bilde med dybde: 4368-4371m
    Kjerne bilde med dybde: 4375-4378m
    Kjerne bilde med dybde: 4379-4384m
    Kjerne bilde med dybde: 4384-4389m
    4365-4368m
    4368-4371m
    4375-4378m
    4379-4384m
    4384-4389m

  • 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
    653.0
    26
    655.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2737.0
    17 1/2
    2750.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3770.0
    12 1/4
    3786.0
    1.99
    LOT
    OPEN HOLE
    4600.0
    8 3/8
    4600.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    400
    3763
    CST
    1429
    2748
    CST
    1429
    2705
    CST
    2764
    3520
    CST
    3537
    3781
    CST
    3789
    4114
    CST
    3844
    4516
    CST
    4131
    4354
    CST
    4357
    4554
    FDC CNL
    653
    4600
    HDT
    2736
    4565
    ISF SONIC
    134
    4599
    RFT
    4365
    4417
    RFT
    4416
    4419

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.88

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41
    pdf
    2.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.37
    pdf
    35.90

  • 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

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    250
    1.08
    36.0
    waterbased
    650
    1.11
    32.0
    waterbased
    1560
    1.11
    65.0
    waterbased
    2180
    1.20
    65.0
    waterbased
    2840
    1.23
    65.0
    waterbased
    3160
    1.25
    65.0
    waterbased
    3840
    1.75
    67.0
    waterbased
    4150
    1.89
    59.0
    waterbased
    4580
    1.88
    60.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3660.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3669.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3690.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3705.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3720.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3736.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3741.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3750.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3765.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3779.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3781.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3839.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3877.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3880.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3908.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3927.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3937.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3948.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3960.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3974.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4016.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4030.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4055.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4089.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4114.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4131.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4157.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4166.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4180.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4198.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4218.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4234.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4242.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4262.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4280.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4288.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4306.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4311.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4317.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4325.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4336.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4341.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4352.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4354.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4357.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4364.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4365.3
    [m]
    C
    WESTLAB
    4365.8
    [m]
    C
    RRI
    4368.8
    [m]
    C
    WESTLAB
    4370.4
    [m]
    C
    WESTLA
    4372.3
    [m]
    C
    WESTLA
    4375.3
    [m]
    C
    WESTLA
    4375.9
    [m]
    C
    RRI
    4378.1
    [m]
    C
    WESTLAB
    4381.9
    [m]
    C
    WESTLA
    4386.0
    [m]
    C
    WESTLA
    4387.7
    [m]
    C
    WESTLA
    4388.7
    [m]
    C
    WESTLA
    4389.7
    [m]
    C
    RRI
    4389.9
    [m]
    C
    WESTLAB
    4390.4
    [m]
    C
    RRI
    4392.0
    [m]
    C
    RRI
    4396.0
    [m]
    C
    RRI
    4397.5
    [m]
    C
    RRI
    4399.7
    [m]
    C
    RRI
    4399.8
    [m]
    C
    WESTLAB
    4405.0
    [m]
    C
    RRI
    4405.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4424.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4446.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4481.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4494.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4535.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4548.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4554.0
    [m]
    SWC
    RRI