Brønnbane: 09.12.1982 - 15/9-17 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/9-17
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
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.	SLEIPNER ØST
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	15/9-17 Loke
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/9-17
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	610 - 168 SP 93
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.	356-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VANGUARD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	112
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	09.12.1982
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.	30.03.1983
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.	30.03.1985
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.	10.04.2015
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.	WILDCAT
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.	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.	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
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.	TRIASSIC
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.	SKAGERRAK 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.	VESTLAND GP
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	22.0
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).	3116.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	1.5
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	108
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.	SMITH BANK FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	58° 26' 44.19'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	1° 56' 53.58'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6478951.28
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	438602.65
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	60

Well 15/9-17 was drilled on the Sleipner Terrace in the Viking Graben of the North Sea. The primary objectives were to test possible hydrocarbon accumulations in the Paleocene Heimdal Formation and in Jurassic/Triassic sandstones.

Operations and results

Wildcat well 15/9-17 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard and drilled to 3120 m in the Triassic Smith Bank Formation. A 12 1/4" pilot hole was drilled down to 519 m, but no indications of shallow gas was found. Bad weather caused some delay. Bad weather and repeated BOP problems caused some down time. The well was drilled with spud mud down to 500 m, with gypsum/polymer mud from 519 m to 2616 m, with Lignosulphonate/Drispac mud from 2616 m to 2950 m, and with Drispac from 2950 m to TD.

Both the Heimdal Formation and the Mesozoic sandstones contained gas and were tested.

The log evaluation indicated top of the hydrocarbon column in the Heimdal Formation at 2377.5 m. The logs indicated the gas/water contact at 2418.5 m, while pressure data gave a gas/water contact a bit shallower, at 2413 m. Weak and spotted shows were recorded on cored sandstones in the Heimdal Formation below the contact down to 2425 m, and from 2442 to 2450 m.

The top of the hydrocarbon column in the Mesozoic sandstones was at 2715 m (top Vestland Group). The column extended down into the Triassic. No definite gas/water contact was found but could be as deep as 2848 m. Shows were recorded on cored sandstones throughout this reservoir, getting weaker with depth.

No shows were seen outside of the hydrocarbon bearing sections in the well

Ten cores were cut. Cores 1 to 5 were cut from 2382 to 2460 m. The recovery was 100% except for core 4, which had only 46% recovery. No core-log depth shift was required for these cores. Cores 6 to 9 were cut from 2714 to 2775.4 m with 100% recovery. The core-log shift was from 1.1 m to 0.45 m. Core 10 was cut from 2810 to 2828.9 m with 100% recovery. The core-log shift was 1.0 m. wire line logs were run in the well. RFT fluid samples were taken at 2308.3 m (mud filtrate), 2729.3 m (gas, condensate and mud filtrate), 2802.7 m (gas, condensate and mud filtrate), and 2844.8 m (gas, condensate and mud filtrate).

The well was suspended on 30 March 1983 as a gas and condensate discovery.

Testing

Three Drill Stem Tests were conducted.

DST 1 tested the interval 2802 to 2814.5 m. It produced 590000 Sm3 gas and 210 Sm3 condensate /day through a 19.05” choke. The GOR was 2800 Sm3/Sm3. Traces of sand and water were produced. Dräger measurements indicated 0.5 - 1.0% of CO2 and no H2S. The downhole temperature was 100 °C.

DST 2 tested the interval 2726.5 to 2741.5 m. It produced 570000 Sm3 gas and 205 Sm3 condensate /day through a 19.05” choke. The GOR was 2780 Sm3/Sm3. An average BSW of 0.5% was produced throughout the test. Dräger measurements indicated 0.5% of CO2 and no H2S.The downhole temperature was 97.8 °C.

DST 3 tested the interval 2381.5 to 2414 m. It produced 525000 Sm3 gas and 280 Sm3 condensate /day through a 19.05” choke. The GOR was 1875 Sm3/Sm3. Between 0.4 - 0.9% BSW was measured during the final flow. No. CO2 and H2S was measured. The downhole temperature was 90 °C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
170.00	3119.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2382.0	2392.0	[m ]
2	2392.0	2407.5	[m ]
3	2407.5	2425.0	[m ]
4	2425.3	2441.1	[m ]
5	2442.0	2451.3	[m ]
6	2714.0	2723.1	[m ]
7	2723.2	2741.2	[m ]
8	2741.2	2757.5	[m ]
9	2757.5	2775.4	[m ]
10	2810.0	2828.9	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	148.3

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

2382-2387m	2387-2392m	2392-2399m	2399-2406m	2406-2407m

2407-2414m	2414-2421m	2421-2425m	2425-2432m	2432-2439m

2439-2441m	2442-2449m	2449-2450m	2714-2721m	2721-2723m

2723-2730m	2730-2737m	2737-2741m	2741-2748m	2748-2755m

2755-2757m	2757-2764m	2764-2771m	2771-2775m	2810-2817m

2817-2824m	2824-2828m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
2609.0	[m]	SWC	RRI

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	TEST1	2803.00	2813.00		13.08.1983 - 00:00	YES
DST	TEST2	2776.00	2741.00		18.03.1983 - 00:00	YES
DST	TEST3	2385.00	2405.00	WATER	24.03.1983 - 02:30	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
107	NORDLAND GP
832	UTSIRA FM
1210	HORDALAND GP
2203	ROGALAND GP
2203	BALDER FM
2253	SELE FM
2304	LISTA FM
2378	HEIMDAL FM
2486	SHETLAND GP
2486	EKOFISK FM
2491	TOR FM
2612	HOD FM
2679	BLODØKS FM
2704	CROMER KNOLL GP
2704	RØDBY FM
2712	VIKING GP
2712	DRAUPNE FM
2715	VESTLAND GP
2741	SKAGERRAK FM
2847	SMITH BANK FM

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
60_01_WDSS_General_Information	pdf	0.18
60_02_WDSS_completion_log	pdf	0.28

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
60_15_9_17_Completion_report_and_log	pdf	24.07

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	2802	2814	19.0
2.0	2726	2741	19.0
3.0	2381	2414	19.0

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]	GOR [m3/m3]
1.0	210	590000	2800
2.0	205	570000	2780
3.0	280	525000	1875

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CST GR	2190	3109
DLL MSFL GR	2330	2910
HDT	1121	3120
ISF BHC GR MSFL	168	3118
LDT CNL GR	500	3119
NGS	1121	3108
RFT	2379	2477
VELOCITY	210	3110

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	169.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	500.0	26	519.0	1.41	LOT
INTERM.	13 3/8	1120.0	17 1/2	1130.0	1.83	LOT
INTERM.	9 5/8	2601.0	12 1/4	2616.0	1.75	LOT
LINER	7	2948.0	8 1/2	2950.0	1.80	LOT
OPEN HOLE		3120.0	6	3120.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Type slam
210	1.05	waterbased
725	1.11	waterbased
1535	1.13	waterbased
2250	1.20	waterbased
2665	1.35	waterbased
3010	1.25	waterbased
3120	1.25	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]
60_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

15/9-17