Brønnbane: 15/9-5 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/9-5
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
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	lenke
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.	SLEIPNER VEST
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	15/6-3 Sleipner Vest
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/9-5
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	046
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Den norske stats oljeselskap a.s
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	232-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	NORSKALD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	145
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	19.11.1979
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.	11.04.1980
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.	11.04.1982
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.	08.04.2015
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.	APPRAISAL
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.	GAS/CONDENSATE
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
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.	108.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3946.0
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).	3945.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	2.25
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	131
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° 24' 12.47'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	1° 42' 29.2'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6474503.53
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	424497.43
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	326

Well 15/9-5 was drilled in the Sleipner Vest area in the Central Graben of the North Sea. The objective was to test hydrocarbons in Middle Jurassic sandstones in the Beta structure of Sleipner Vest. The well is Reference Well for the Heimdal and Våle formations.

Operations and results

Appraisal well 15/9-5 was spudded with the semi-submersible installation Norskald on 19 November 1979 and drilled to TD at 3946 m in the Triassic Skagerrak Formation. Operations met with many problems, but the well objectives were fulfilled in the end. Excessive drag when pulling core barrel out of reservoir was a severe problem, and consequently frequent reaming and circulating trips was needed. Having finished logging in the 8 1/2” section, and just started testing the BOP stack, one of the riser tension sheaves broke and fell down. Also several problems with the hydraulic BOP control system and the ball joint made nearly 12 days rig repair necessary. After this delay the hole required extensive reaming before the 7” liner could be ran and the final 6” section could be drilled. Testing operations were hampered and delayed by bad weather and test equipment breakdown. The well was drilled with spud mud down to 426 m and with seawater/lignosulphonate mud from 426 m to TD.

The well proved gas in sandstones of Middle Jurassic age from top Hugin Formation at 3526 m down to a true gas/water contact at 3662 m, based on logs and RFT samples. The Sleipner Formation was encountered at 3693 m. Logs and RFT pressure gradient proved Sleipner water filled, and ca 3 bar overpressured compared to the Hugin Formation. Shows were described on cores all through the hydrocarbon bearing reservoir. Abundant spots of fluorescence described on cuttings below ca 2000 m are described as “no shows”. According to other comments in the cuttings descriptions the fluorescence may be related to diesel addition to the mud.

Nine cores were cut in the interval 3525 to 3663.6 m. A total of 133 m core (96.8%) was recovered. A FIT fluid sample at 3536 m recovered gas, condensate and mud. An RFT fluid sample was taken at 3540 m.

The well was permanently abandoned on 11 April 1980 as a gas/condensate appraisal well.

Testing

Three Drill Stem Tests were conducted.

DST1 tested the interval 3642 m to 3646.6 m. The final flow was controlled by using two variable chokes mounted in parallel. On the smallest choke size, 2x25/64”, the well produced 583000 Sm3 gas and 181 Sm3 condensate /day. The GOR was ca 3200 Sm3/Sm3, the oil density was 45.3 °API, and the gas gravity was 0.774 (air = 1).

DST2 tested the interval 3605 to 3610 m plus 3613 to 3618 m. The final flow was controlled by using two variable chokes mounted in parallel. On the smallest choke size, 2x28.75/64”, the well produced 699400 Sm3 gas and 189 Sm3 condensate /day. The GOR was ca 3700 Sm3/Sm3, the oil density was 45.4°API, and the gas gravity was 0.773 (air = 1). The CO2 content was 9.2%. Maximum temperature during this test was 122.8 °C.

DST3 tested the interval 3536 to 3546 m. The final flow was controlled by using two variable chokes mounted in parallel. The choke size was kept at 2x45.5/64” throughout the whole flow. The well produced 815500 Sm3 gas and 212 Sm3 condensate /day. The GOR was ca 3850 Sm3/Sm3, the oil density was 40 °API, and the gas gravity was 0.771 (air = 1). The CO2 content was 7.7 %. Maximum temperature during this test was 117.8 °C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
190.00	3946.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	3525.0	3543.4	[m ]
2	3543.4	3547.0	[m ]
3	3547.0	3565.4	[m ]
4	3565.4	3583.8	[m ]
5	3584.1	3600.4	[m ]
6	3600.7	3618.9	[m ]
7	3619.2	3634.9	[m ]
8	3635.4	3643.8	[m ]
9	3645.3	3662.3	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	134.4

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

3525-3527m	3527-3530m	3530-3533m	3533-3535m	3535-3538m

3538-3541m	3541-3543m	3543-3546m	3546-3547m	3547-3549m

3549-3552m	3552-3555m	3555-3557m	3557-3560m	3560-3563m

3563-3565m	3565-3568m	3568-3570m	3570-3573m	3573-3576m

3576-3578m	3578-3581m	3581-3583m	3584-3586m	3586-3589m

3589-3592m	3592-3594m	3594-3597m	3597-3600m	3600-3603m

3603-3606m	3606-3608m	3608-3611m	3611-3614m	3614-3615m

3616-3618m	3619-3621m	3621-3624m	3624-3627m	3627-3630m

3630-3632m	3632-3634m	3635-3638m	3638-3640m	3640-3643m

3643-3644m	3645-3648m	3648-3650m	3650-3653m	3653-3656m

3656-3658m	3658-3661m	3661-3662m

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Væske type	Test tidspunkt	Prøver tilgjengelig
DST	TEST2	3588.00	3593.00		21.03.1980 - 00:00	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	158.0	36	158.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	422.0	26	437.0	1.37	LOT
INTERM.	13 3/8	1232.0	17 1/2	1243.0	1.95	LOT
INTERM.	9 5/8	2792.0	12 1/4	2807.0	1.72	LOT
LINER	7	3663.0	8 1/2	3664.0	1.96	LOT
OPEN HOLE		3921.0	6	3921.0	0.00	LOT

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	3617	3647	25.0
2.0	3588	3593	0.0
3.0	3511	3521	0.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0
2.0
3.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	218	768	0.799	0.768	3
2.0	229	865	0.811	0.886	4
3.0	206	813			4

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
ARROW PLOT	2827	3951
CBL	400	2825
FDC CNL GR	2827	3949
FDC GR	447	2833
GR CCL	182	2850
HDT	2826	3950
ISF SON GR	182	3949
VELOCITY	475	3940

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
133	NORDLAND GP
836	UTSIRA FM
1322	HORDALAND GP
1913	FRIGG FM
2290	ROGALAND GP
2290	BALDER FM
2344	SELE FM
2397	LISTA FM
2448	HEIMDAL FM
2736	VÅLE FM
2774	SHETLAND GP
2774	EKOFISK FM
2806	TOR FM
2964	HOD FM
3210	BLODØKS FM
3253	HIDRA FM
3298	CROMER KNOLL GP
3298	RØDBY FM
3331	SOLA FM
3345	ÅSGARD FM
3432	VIKING GP
3432	DRAUPNE FM
3526	VESTLAND GP
3526	HUGIN FM
3693	SLEIPNER FM
3769	SKAGERRAK FM

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
326_15_9_5_Completion_report_and_log	pdf	21.58

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
326_01_WDSS_General_Information	pdf	0.14
326_02_WDSS_completion_log	pdf	0.25

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
204	1.04	100.0	waterbased
436	1.09	38.0	waterbased
795	1.09	36.0	waterbased
1300	1.20	100.0	waterbased
3325	1.38	45.0	waterbased
3580	1.40	50.0	waterbased
3778	1.35	44.0	waterbased

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type
3430.0	[m]	DC
3435.0	[m]	DC
3439.0	[m]	DC
3469.0	[m]	DC
3499.0	[m]	DC
3520.0	[m]	DC
3528.8	[m]	C
3555.1	[m]	C
3573.2	[m]	C
3577.3	[m]	C
3596.6	[m]	C
3598.1	[m]	C
3607.4	[m]	C
3615.9	[m]	C
3623.6	[m]	C
3634.0	[m]	C
3636.0	[m]	C
3643.5	[m]	C
3650.8	[m]	C
3691.0	[m]	DC
3721.0	[m]	DC
3751.0	[m]	DC
3781.0	[m]	DC

15/9-5