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

15/3-4

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.
    15/3-4
    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).
    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
    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.
    15/3-4
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    304-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    179
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.10.1981
    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.
    30.03.1982
    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.
    30.03.1984
    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.
    10.08.2013
    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.
    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
    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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    HUGIN FM
    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.
    107.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4259.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    139
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 49' 5.28'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 52' 59.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6520489.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    435502.74
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    314

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/3-4 was drilled on the Gudrun Terrace, east of the 15/3-1 S Gudrun Discovery in the North Sea. The main objective of the well was to test sandstones of the Late and Middle Jurassic, which were found to contain gas and condensate in wells 15/3-1 S and 15/3-3. The secondary target was the Eocene sands where oil shows were encountered in well 15/5-3.
    Operations and results
    Wildcat well 15/3-4 was spudded with the semi-submersible installation Borgsten Dolphin on 3 October 1981and drilled to TD at 4259 m in the Triassic Skagerrak Formation. After the 13 3/8" casing had been cemented drilling was interrupted for 13 days due to a combination of bad weather and repairs on the BOP stack. When running in hole at TD the drill string stuck leaving a fish with top at 4098 m. Hence, no logs were run between 4098 m and TD.
    The Eocene sands from 1628 to 2025 m (Grid Formation sands) were found water bearing. The Brent Group was encountered with top Hugin Formation at 3786 m and top Sleipner Formation at 3856 m. Sandstones in the Brent Group contained oil and gas in four different intervals: 3786 to 3817 m, 3819.5 to 3826.5 m, 3849.9 to 3854.8 m, and 3872.2 to 3876.4 m. The four zones were in different pressure regimes. The interval from 3819.5 to 3826.5 m had a low hydrocarbon saturation based on the logs, but the cores from this section had good shows with a similar bulk hydrocarbon composition as in the uppermost interval. Triassic sands below 4050 m were found water bearing. Good oil shows were seen on all cores from the Hugin Formation, otherwise no shows were reported from the well.
    Five cores were cut in the well. Core 1 was cut in the Grid Formation from 1678 to 1694 m with 27% recovery. Coring of the Grid sands was difficult due to their unconsolidated nature. Cores 2 - 5 were cut in the interval 3792 to 3839 m in the Hugin Formation with recovery from 65% to 100%. RFT fluid samples were taken at 3802.5 m (water, mud and filtrate), 3823.5 m (water, mud and filtrate), and 3850.2 m (gas and water). FIT fluid samples were taken at 3822.5 m (water and dissolved gas), 3852.6 m (oil, gas and water), and 3873.5 m (oil, gas and water).
    The well was permanently abandoned on 30 March 1982 as an oil and gas discovery.
    Testing
    One DST was performed through perforations in the interval 3789 to 3807.5 m. The test produced 615 Sm3 oil and 245000 Sm3 Gas/day through a 40/64" choke. The GOR was 400 Sm3/Sm3, the oil density was 0.816 g/cm3, and the gas gravity was 0.803 (air = 1). The gas contained 7.4 % CO2. Bottom hole temperature during the DST, at reference depth 3800 m, was 127.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    4254.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1678.0
    1683.0
    [m ]
    2
    3792.0
    3795.6
    [m ]
    3
    3796.1
    3806.0
    [m ]
    4
    3806.0
    3821.1
    [m ]
    5
    3821.0
    3839.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    51.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 1678-1682m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 1678-1682m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 1682-1683m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 1682-1683m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3792-3795m
    Høy: 1678-1682m
    Lav: 1678-1682m
    Høy: 1682-1683m
    Lav: 1682-1683m
    Høy: 3792-3795m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3792-3795m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3796-3799m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3796-3799m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3799-3803m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3799-3803m
    Lav: 3792-3795m
    Høy: 3796-3799m
    Lav: 3796-3799m
    Høy: 3799-3803m
    Lav: 3799-3803m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3803-3807m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3803-3807m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3813-3816m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3813-3816m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3816-3819m
    Høy: 3803-3807m
    Lav: 3803-3807m
    Høy: 3813-3816m
    Lav: 3813-3816m
    Høy: 3816-3819m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3816-3819m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3820-3824m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3820-3824m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3824-3827m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3824-3827m
    Lav: 3816-3819m
    Høy: 3820-3824m
    Lav: 3820-3824m
    Høy: 3824-3827m
    Lav: 3824-3827m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3827-3832m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3827-3832m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3832-3836m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3832-3836m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 3836-3839m
    Høy: 3827-3832m
    Lav: 3827-3832m
    Høy: 3832-3836m
    Lav: 3832-3836m
    Høy: 3836-3839m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 3836-3839m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Lav: 3836-3839m

  • 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
    192.0
    36
    192.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    921.0
    26
    937.0
    1.45
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2818.0
    17 1/2
    2833.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3681.0
    12 1/4
    3700.0
    2.05
    LOT
    LINER
    7
    3946.0
    8 1/2
    3948.0
    2.07
    LOT
    OPEN HOLE
    4259.0
    5 7/8
    4259.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3789
    3807
    15.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    615
    245000
    0.816
    0.803
    399

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    3436
    0
    0
    BGT
    921
    2823
    CBL
    175
    2819
    CBL
    3382
    3946
    CST
    2850
    3700
    CST
    3720
    3949
    CST
    3949
    4095
    CYBERLOOK
    3775
    3830
    HDT CYBERDIP
    2819
    4095
    ISF GR BHC SL
    132
    4094
    LDT CNL GR CAL
    192
    4096
    MSFL DLL GR CAL
    3682
    3935
    NGT
    3682
    3946
    RFT
    3802
    3850
    RFT
    3823
    3823

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.17
    pdf
    0.21
    pdf
    0.25
    pdf
    0.59

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.52
    pdf
    24.14

  • 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
    0.18
    pdf
    0.27

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    220
    1.07
    66.0
    waterbased
    540
    1.10
    65.0
    waterbased
    1240
    1.17
    45.0
    waterbased
    1730
    1.24
    58.0
    waterbased
    2020
    1.24
    75.0
    waterbased
    2330
    1.29
    65.0
    waterbased
    3110
    1.34
    54.0
    waterbased
    3330
    0.00
    waterbased
    3380
    1.38
    54.0
    waterbased
    3615
    1.55
    54.0
    waterbased
    3970
    1.50
    58.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1501.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1530.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1561.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1593.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1630.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1697.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1718.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1738.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1754.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1778.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1800.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1824.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1856.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1874.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1909.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1954.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1983.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2000.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2032.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2058.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2071.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2085.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2098.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2172.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2182.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2194.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3792.7
    [m]
    C
    APT
    3797.8
    [m]
    C
    APT
    3802.2
    [m]
    C
    APT
    3813.3
    [m]
    C
    APT
    3817.1
    [m]
    C
    APT
    3821.0
    [m]
    C
    APT
    3821.4
    [m]
    C
    APT
    3830.6
    [m]
    C
    APT
    3833.5
    [m]
    C
    APT
    3839.1
    [m]
    C
    APT