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

15/9-16

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.
    15/9-16
    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
    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.
    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.
    15/9-16
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    335-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    58
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.06.1982
    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.
    24.08.1982
    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.
    24.08.1984
    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.
    09.04.2015
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL 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.
    85.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3120.0
    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).
    3119.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    77
    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.
    EARLY 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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 22' 9.97'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 52' 43.16'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6470536.25
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434400.89
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    79

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-16 was drilled on the Sleipner Øst discovery in the southern Viking Graben of the North Sea. The primary objective was to delineate the hydrocarbon accumulations in the Heimdal Formation on the gamma structure. Sandstones of Jurassic/Triassic age were secondary objectives. It was the fourth well drilled on this structure.
    Operations and results
    Appraisal well 15/9-16 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 28 June 1982 and drilled to TD at 3120 m, 52 m into the Permian Rotliegendes Group. The 9 5/8" casing had a leak at 522 m. It was squeezed twice with cement before it held a reduced pressure. Otherwise, no significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with gel/seawater spud mud down to 515 m, with gypsum/lignosulphonate mud from 515 m to 2652 m, and with a seawater/lignite/lignosulphonate mud from 2652 m to TD.
    Top Heimdal was encountered at 2378 m. It contained gas and condensate, but was thinner than expected. Pressure data indicated a gas/water contact at 2434 m. The logs showed a sharp increase in water saturation at 2428 m. Weak oil shows were recorded on cores between 2418 m and 2427.5 m. The prognosed sandstones of Jurassic/Triassic age were not present at this location. Fair shows were recorded on cuttings in evaporites at 3014 m, at top Zechstein Group level. No shows were recorded on sidewall cores from the same level.
    A total of 113.5 m of core (98% recovery) was cut in seven cores in the interval 2382 to 2498 m. cores were cut and no wire line logs were run in the well. An RFT fluid sample was taken at 2380 m (good recovery), while attempts to sample at 2411m, 2413 m, and 2426 m gave poor recovery.
    The well was permanently abandoned on 24 August 1982 on as a gas/condensate appraisal 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]
    180.00
    3120.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2382.0
    2395.7
    [m ]
    2
    2397.0
    2414.2
    [m ]
    3
    2414.5
    2427.5
    [m ]
    4
    2427.5
    2440.2
    [m ]
    5
    2441.0
    2460.0
    [m ]
    6
    2460.0
    2479.5
    [m ]
    7
    2479.5
    2498.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    113.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2382-2387m
    Kjerne bilde med dybde: 2387-2392m
    Kjerne bilde med dybde: 2392-2395m
    Kjerne bilde med dybde: 2397-2402m
    Kjerne bilde med dybde: 2402-2407m
    2382-2387m
    2387-2392m
    2392-2395m
    2397-2402m
    2402-2407m
    Kjerne bilde med dybde: 2407-2412m
    Kjerne bilde med dybde: 2412-2414m
    Kjerne bilde med dybde: 2414-2419m
    Kjerne bilde med dybde: 2419-2424m
    Kjerne bilde med dybde: 2424-2427m
    2407-2412m
    2412-2414m
    2414-2419m
    2419-2424m
    2424-2427m
    Kjerne bilde med dybde: 2427-2432m
    Kjerne bilde med dybde: 2432-2437m
    Kjerne bilde med dybde: 2437-2440m
    Kjerne bilde med dybde: 2441-2446m
    Kjerne bilde med dybde: 2446-2451m
    2427-2432m
    2432-2437m
    2437-2440m
    2441-2446m
    2446-2451m
    Kjerne bilde med dybde: 2451-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2456-2460m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2475m
    2451-2456m
    2456-2460m
    2460-2465m
    2465-2470m
    2470-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2479m
    Kjerne bilde med dybde: 2479-2484m
    Kjerne bilde med dybde: 2484-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2489-2494m
    Kjerne bilde med dybde: 2494-2498m
    2475-2479m
    2479-2484m
    2484-2489m
    2489-2494m
    2494-2498m

  • 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
    169.0
    36
    170.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    500.0
    26
    515.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1152.0
    17 1/2
    1167.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2638.0
    12 1/4
    2650.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3120.0
    8 1/2
    3120.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    108
    2635
    CST
    2128
    2381
    CST
    2659
    2999
    CST
    3005
    3111
    DLL MSFL
    2250
    2550
    HDT CYBERDIP
    1152
    3117
    ISF SON
    110
    2651
    ISF SON MSFL
    2637
    3115
    LDT CNL GR
    1152
    3115
    LDT GR
    500
    1167
    RFT
    2307
    2484
    RFT
    2663
    3107
    VELOCITY
    300
    3116

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.70

  • 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
    0.17
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    115
    1.14
    58.0
    water based
    200
    1.04
    75.0
    water based
    830
    1.12
    60.0
    water based
    1115
    1.14
    58.0
    water based
    1780
    1.16
    69.0
    water based
    2265
    1.20
    50.0
    water based
    2350
    1.25
    51.0
    water based
    2770
    1.32
    52.0
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2204.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2210.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2214.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2225.0
    [m]
    DC
    2237.0
    [m]
    DC
    2246.0
    [m]
    DC
    2255.0
    [m]
    DC
    2268.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2274.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2282.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2293.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2308.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2321.0
    [m]
    DC
    2330.0
    [m]
    DC
    2342.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2347.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2354.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2360.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2366.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2986.7
    [m]
    SWC
    RRI
    3054.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3097.0
    [m]
    SWC
    RRI