Brønnbane: 05.01.1979 - 15/3-3 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/3-3
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).	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
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
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.	GUDRUN
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	15/3-1 S Gudrun
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/3-3
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	line 580 517;SP 260
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	025
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.	209-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	PENTAGONE 84
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	217
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	05.01.1979
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.	09.08.1979
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.	09.08.1981
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.	APPRAISAL
Gjenåpnet Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).	NO
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.	LATE 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.	INTRA DRAUPNE FM SS
2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	MIDDLE JURASSIC
2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	HUGIN FM
3. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	MIDDLE JURASSIC
3. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.	SLEIPNER FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	24.0
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").	5115.0
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).	5112.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	4.5
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	169
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° 52' 31.25'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	1° 46' 46.24'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6526963.86
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	429625.80
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	313

Well 15/3-3 was drilled west of the Gudrun Terrace on the east flank of the North Sea Central Graben, about 4.5 km north-east of the 15/3-1 S discovery. The main objective of the 15/3-3 well was to appraise the complete Jurassic series up-dip of well 15/3-1 S drilled on the same structure in 1975.

Well 15/3-3 is type well for the Grid Formation.

Operations and results

Appraisal well 15/3-3 was spudded with the semi-submersible installation Pentagone 84 on 5 January 1979 and drilled to TD at 5115 m in the Triassic Skagerrak Formation.

Several water bearing sands with high porosity were encountered in the Tertiary section including the Grid, Heimdal and Ty formations. The Cretaceous had no reservoir sections and was drilled without gas shows. The Late Jurassic Draupne Formation was encountered at 4017 m. The Draupne Formation was 208 m thick and consisted of shales with only a few < 1 m sandstone beds. The Heather Formation was penetrated from 4225 to 4522 m and contained a main Intra Heather Formation sandstone from 4260 to 4369 m. This sandstone was gas and condensate bearing in the upper part down to a GOC at 4272 m. The Hugin Formation came in at 4522 m and then the Sleipner Formation at 4545 m. The Hugin Formation contained gas filled sandstone from 4522 to 4527 m. Several thinner sandstones with gas followed down to a main gas filled sandstone in the Sleipner Formation from 4588 to 4632 m. A second hydrocarbon filled Sleipner Formation sandy interval was penetrated from 4679 to 4693 m. The upper part down to 4687 m consisted of good sandstone, further down it was cemented.

The only oil shows in the well was rare pale yellow to greenish crush cut fluorescence on cuttings around 4100 m and on white - yellowish fluorescence on all cores.

Six conventional cores were cut in the Jurassic section all with full recovery. The three first were cut in the Heather Formation from 4262 to 4307 m (4264 to 4309.9 m logger's depth). The three last were cut in the Sleipner Formation (cored depth = loggers depth): Core 4 from 4547 to 4562 m; core 5 from 4851 to 4860 m; and core 6 from 4995 to 5004 m. Three RFT fluid samples were taken at 4262 m (gas and condensate), 4262.5 m (mud and traces of condensate), and 4261.5 m (condensate). Four FIT samples were taken at 5059.5 m (water), 4989.5 m (mud filtrate), 4626.5 m (gas and mud), and 4262 m (oil and gas).

The well was permanently abandoned on 9 August 1979 as a gas/condensate appraisal.

Testing

Two DSTs were performed through perforations in the 7" liner.

DST 1 tested 4967 - 4990 m with packer at 4957 m. It produced 4.3 m3 of salt water (125 g/1) with traces of gas in 11 hours.

DST 2 tested 4615 - 4632 m with packer at 4600 m. It produced 520000 m3 gas, 60 m3 41.5 deg API paraffinic condensate and 2.2 m3 water /day in 24 hours. The GOR was ca 8600 Sm3/Sm3.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
200.00	5111.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	4262.0	4268.5	[m ]
2	4274.0	4287.0	[m ]
3	4287.5	4307.9	[m ]
4	4547.0	4562.0	[m ]
5	4851.0	4860.0	[m ]
6	4995.0	5004.0	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	72.9

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

Høy: 4262-4268m	Lav: 4262-4268m	Høy: 4268-4272m	Lav: 4268-4272m	Høy: 4272-4277m

Lav: 4272-4277m	Høy: 4277-4283m	Lav: 4277-4283m	Høy: 4283-4287m	Lav: 4283-4287m

Høy: 4288-4293m	Lav: 4288-4293m	Høy: 4293-4299m	Lav: 4293-4299m	Høy: 4299-4304m

Lav: 4299-4304m	Høy: 4304-4307m	Lav: 4304-4307m	Høy: 4547-4552m	Lav: 4547-4552m

Høy: 4552-4559m	Lav: 4552-4559m	Høy: 4559-4562m	Lav: 4559-4562m	Høy: 4851-4856m

Lav: 4851-4856m	Høy: 4856-4860m	Lav: 4856-4860m	Høy: 4995-5000m	Lav: 4995-5000m

Høy: 5000-5004m	Lav: 5000-5004m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
4570.0	[m]	C	RRI
4586.0	[m]	C	RRI
4640.0	[m]	C	RRI
4650.0	[m]	C	RRI
4670.0	[m]	C	RRI
4705.0	[m]	C	RRI
4710.0	[m]	C	RRI
4720.0	[m]	C	RRI
4735.0	[m]	C	RRI
4746.0	[m]	C	RRI
4752.0	[m]	C	RRI
4758.0	[m]	C	RRI
4764.0	[m]	C	RRI

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Væske type	Prøver tilgjengelig
DST	DST 2	4615.00	4632.00	WATER	YES
DST		4967.00	4990.00		NO
DST	DST 0	0.00	0.00		YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
133	NORDLAND GP
677	UTSIRA FM
851	HORDALAND GP
1470	GRID FM
2176	ROGALAND GP
2176	BALDER FM
2235	SELE FM
2290	HEIMDAL FM
2557	LISTA FM
2653	TY FM
2692	SHETLAND GP
2692	EKOFISK FM
2764	JORSALFARE FM
3023	KYRRE FM
3250	TRYGGVASON FM
3521	BLODØKS FM
3628	SVARTE FM
3743	CROMER KNOLL GP
3901	ÅSGARD FM
4017	VIKING GP
4017	DRAUPNE FM
4225	HEATHER FM
4522	VESTLAND GP
4522	HUGIN FM
4545	SLEIPNER FM
5033	SKAGERRAK FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
313_1	pdf	1.58
313_2	pdf	0.61
313_3	pdf	0.24

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
313_01_WDSS_General_Information	pdf	0.13
313_02_WDSS_completion_log	pdf	0.33

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
313_15_3_3_Completion_log	pdf	3.24
313_15_3_3_Completion_report	pdf	3.94

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	4967	4990	18.7
2.0	4615	4615	12.7

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

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0
2.0		520000			8600

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
BHG	4042	5116
CBL	846	4042
CBL VDL	30	1000
CBL VDL	1800	2862
CBL VDL	3840	5067
DLL MSFL	4042	5110
FDC CNL GR CAL	4042	5110
FDC GR CAL	858	4052
HDT	2000	5111
ISF SON GR SP	195	4967
SONIC	2844	4048
TEMP	1500	2853
VELOCITY	1580	5103

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	195.0	36	196.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	857.0	26	870.0	1.33	LOT
INTERM.	13 3/8	2845.0	17 1/2	2859.0	0.00	LOT
INTERM.	9 5/8	4040.0	12 1/4	4052.0	2.20	LOT
LINER	7	5109.0	8 3/8	5115.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
940	1.11	46.0	waterbased
1380	1.15	66.0	waterbased
2215	1.22	62.0	waterbased
2870	1.27	54.0	waterbased
3460	1.29	60.0	waterbased
3800	1.34	63.0	waterbased
4050	1.95	75.0	waterbased

Trykkplott

Trykkplott
Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.

Trykkplott
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
313_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

15/3-3