Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/3-11

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.
    15/3-11
    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
    Pressemelding
    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.
    15/3-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST09M10-FULL-OFFSET-DISPSCAN-FORMATION. inline 2456 Xline 3069
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1705-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.06.2018
    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.
    09.08.2018
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    09.08.2018
    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.
    09.08.2020
    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.
    09.08.2020
    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.
    OIL
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    108.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4014.0
    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).
    4014.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    132
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    SLEIPNER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 49' 8.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 52' 2.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6520591.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434583.21
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8489

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/3-11 is the replacement well for 15/3-10, which was junked for technical reasons. It was drilled to appraise the 15/3-4 Sigrun discovery on the Gudrun Terrace in the North Sea. The target formation was located to the west and down dip of the original discovery well 15/3-4. The main objective was to prove more resources than already proven in the Middle Jurassic Hugin Formation in the 15/3-4 discovery well.
    Operations and results
    Appraisal well 15/3-11 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 14 June 2018 and drilled to TD at 4014 m in the Middle Jurassic Sleipner Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1000 m, with KCl/polymer/GEM mud from 1000 m to 2350 m, with Enviromul oil-based mud from 2350 m to 3660 m, and with BaraECD oil-based mud from 3660 m to TD.
    The target Hugin formation was penetrated from 3856 to 3959 m. The reservoir consisted of interbedded sandstones and claystone with a few thin coal layers. It was oil filled in the upper sands, whereas the deeper sands were water-bearing. The fluids are the same volatile oils as were encountered in 15/3-4. Like the previously drilled wells, 15/3-4 and 15/3-5, did the 15/3-11 well encounter oil-down-to (ODT) situations. Pressure data show a complex reservoir with two different oil gradients and three different water gradients. In the well site cuttings descriptions shows are described in the Draupne Formation from 3744 to 3798 m (direct and cut fluorescence but no visible oil stain). In the core description oil shows are described in the Hugin reservoir sandstones down to 3930 (typically direct and cut fluorescence with visible stain), and with weaker shows in a few samples around a coal layer at 3959 m. No other zones with shows are reported.
    Two cores were cut in succession from3868 to 3975 m with 99.3% and 94% recovery, respectively. MDT fluid samples were taken at 3857.7 m (oil), 3888.46 m (oil) and 3927.5 m (water). The oil samples proved undersaturated volatile oil with small variations in GOR.
    The well was permanently abandoned on 9 August 2018 as a dry 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]
    2330.00
    4014.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3868.0
    3934.6
    [m ]
    2
    3935.0
    3968.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    99.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2330.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2600.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2640.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2660.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2720.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2750.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3699.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3708.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3717.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3726.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3735.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3744.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3753.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3762.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3771.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3783.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3786.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3789.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3792.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3795.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3798.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3801.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3804.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3807.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3810.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3813.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3816.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3819.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3822.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3825.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3834.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3843.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3852.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3855.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3858.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3861.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3864.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3867.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3868.5
    [m]
    C
    PETROS
    3870.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3870.2
    [m]
    C
    PETROS
    3872.3
    [m]
    C
    PETROS
    3875.9
    [m]
    C
    PETROS
    3877.0
    [m]
    C
    PETROS
    3879.9
    [m]
    C
    PETROS
    3881.8
    [m]
    C
    PETROS
    3882.5
    [m]
    C
    PETROS
    3886.2
    [m]
    C
    PETROS
    3889.6
    [m]
    C
    PETROS
    3893.5
    [m]
    C
    PETROS
    3896.6
    [m]
    C
    PETROS
    3899.3
    [m]
    C
    PETROS
    3901.5
    [m]
    C
    PETROS
    3904.1
    [m]
    C
    PETROS
    3909.3
    [m]
    C
    PETROS
    3912.7
    [m]
    C
    PETROS
    3915.7
    [m]
    C
    PETROS
    3918.7
    [m]
    C
    PETROS
    3920.6
    [m]
    C
    PETROS
    3922.6
    [m]
    C
    PETROS
    3925.7
    [m]
    C
    PETROS
    3930.9
    [m]
    C
    PETROS
    3931.5
    [m]
    C
    PETROS
    3934.6
    [m]
    C
    PETROS
    3936.7
    [m]
    C
    PETROS
    3939.7
    [m]
    C
    PETROS
    3943.9
    [m]
    C
    PETROS
    3946.6
    [m]
    C
    PETROS
    3949.6
    [m]
    C
    PETROS
    3952.5
    [m]
    C
    PETROS
    3954.4
    [m]
    C
    PETROS
    3956.6
    [m]
    C
    PETROS
    3957.5
    [m]
    C
    PETROS
    3960.9
    [m]
    C
    PETROS
    3962.2
    [m]
    C
    PETROS
    3964.6
    [m]
    C
    PETROS
    3967.2
    [m]
    C
    PETROS
    3969.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3978.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3987.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3996.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4005.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4014.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX XPT SON IC SCA NGI
    2770
    4014
    MWD LWD - GR RES DIR
    182
    4014

  • 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
    182.0
    36
    182.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    955.0
    26
    962.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    14
    2320.0
    17 1/2
    2328.0
    1.66
    FIT
    INTERM.
    9 7/8
    3663.0
    12 1/4
    3666.0
    2.00
    FIT
    OPEN HOLE
    4014.0
    8 1/2
    4014.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    558
    1.38
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    962
    1.36
    9.0
    KCl/Polymer/GEM
    962
    1.30
    11.0
    KCl/Polymer/GEM
    1155
    1.35
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    1835
    1.36
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    2124
    1.37
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    2328
    1.25
    25.0
    Enviromul
    2328
    1.37
    20.0
    KCl/Polymer/GEM
    2653
    1.26
    28.0
    Enviromul
    2779
    1.25
    26.0
    Enviromul
    3075
    1.26
    23.0
    Enviromul
    3114
    1.38
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    3114
    1.75
    34.0
    BaraECD
    3164
    1.26
    25.0
    Enviromul
    3380
    1.30
    25.0
    Enviromul
    3426
    1.33
    25.0
    Enviromul
    3467
    1.37
    26.0
    Enviromul
    3688
    1.75
    31.0
    BaraECD
    3970
    1.78
    36.0
    BaraECD
    4014
    1.75
    36.0
    BaraECD