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

15/5-1

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.
    15/5-1
    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
    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.
    15/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    186-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    134
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.11.1977
    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.
    08.04.1978
    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.
    08.04.1980
    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.
    05.01.2015
    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.
    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.
    VESTLAND GP
    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.
    119.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3775.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    133
    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.
    LATE 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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 35' 4.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 39' 8.35'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6494728.58
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421641.42
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    315

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/5-1 was drilled on the Ve Sub-basin north of the Sleipner Vest Field in the North Sea. The main objective of the well was to test sandstone reservoirs of Middle Jurassic age. In the nearby Sleipner field (in block 15/6 and 15/9) gas had been found previously in reservoirs of the same age. The well was located down flank on the structure at the Kimmerian level. This position was chosen to penetrate reservoirs believed to be wedging both above and below a strong seismic marker ("Red Marker").
    Operations and results
    Wildcat well 15/5-1 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 26 November 1977 and drilled to TD at 3775 m in Late Triassic sediments belonging to the Hegre Group. This was the first well drilled by Treasure Seeker, which was outfitted in Stavanger. About 25% of total rig time was counted as lost time, mainly due to wait-on-weather or equipment problems caused by rough weather in wintertime. The well was drilled with seawater and gel down to 1225 m, with seawater/gel/CMC/Spersene from 1225 m to 1910 m, and with a freshwater-based Spersene/gel/chrome-lignosulphonate/Drispac mud from 1910 m to TD.
    The 15/5-1 well encountered gas condensate-bearing sandstones of Late and Middle Jurassic age (Callovian and Bathonian) from top at 3558 m down to 3614 m where a Bathonian/Bajocian deltaic series with up to five m thick coal beds appeared. From wireline log evaluation the sandstone section with a gross thickness of 56 m, has been subdivided into four separate pay zones, each zone being separated by thin impermeable layers, resulting in a net sand pay of 42.1 m. Average porosity was calculated to 14% and the average water-saturation to 14%. Sands were water wet below the coal beds at 3650 m. The actual oil-water contact was not seen. The strong seismic “Red Marker was correlated to the top of the deltaic coaly sequence of Middle Jurassic age. Oil shows were recorded on limestone in intervals from 2804 m to 2904 m (Tor Formation), from 3180 m to 3190 m (Hod Formation), and from 3365 m to 3375 m (top of Rødby Formation). Below the hydrocarbon-bearing reservoir, oil shows were recorded on sandstones in the intervals 3650 m to 3657 m and 3725 m to 3740 m.
    Three cores were cut from 3561 m to 3601 m and two cores were cut from 3609 m to 3625.5 m. RFT samples were taken at 3560 m and 3611.8 m. They were found not to be representative of the formation fluid.
    The well was permanently abandoned on 7 April 1977 as a condensate discovery.
    Testing
    Two zones were production tested
    DST1 tested the interval 3610 m to 3614 m. The flow did not stabilise. On average, a production of 35720 Sm3 gas and 18.1 Sm3 oil /day through a 12/64” choke is reported. The GOR was ca 1970 Sm3/Sm3, the oil gravity was 43.0 °API and the gas gravity was 0.804 (air = 1). The bottom hole temperature was 125.6 °C.
    DST2 tested the interval 3561 m to 3584 m. The test produced 660270 Sm3 gas and 474 Sm3 oil /day through a 48/64” choke. The GOR was 1390 Sm3/Sm3, the oil gravity was 43.4 °API, and the gas gravity was 0.778 (air = 1). The bottom hole temperature was 126.7 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    200.00
    3728.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3561.0
    3577.9
    [m ]
    2
    3578.5
    3590.2
    [m ]
    3
    3591.1
    3600.4
    [m ]
    4
    3609.0
    3620.0
    [m ]
    5
    3623.0
    3624.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    50.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3562-3565m
    Kjerne bilde med dybde: 3565-3566m
    Kjerne bilde med dybde: 3566-3568m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3570m
    Kjerne bilde med dybde: 3570-3572m
    3562-3565m
    3565-3566m
    3566-3568m
    3568-3570m
    3570-3572m
    Kjerne bilde med dybde: 3572-3574m
    Kjerne bilde med dybde: 3574-3575m
    Kjerne bilde med dybde: 3575-3577m
    Kjerne bilde med dybde: 3577-3577m
    Kjerne bilde med dybde: 3578-3580m
    3572-3574m
    3574-3575m
    3575-3577m
    3577-3577m
    3578-3580m
    Kjerne bilde med dybde: 3580-3582m
    Kjerne bilde med dybde: 3582-3583m
    Kjerne bilde med dybde: 3583-3585m
    Kjerne bilde med dybde: 3585-3587m
    Kjerne bilde med dybde: 3587-3589m
    3580-3582m
    3582-3583m
    3583-3585m
    3585-3587m
    3587-3589m
    Kjerne bilde med dybde: 3589-3592m
    Kjerne bilde med dybde: 3592-3593m
    Kjerne bilde med dybde: 3593-3595m
    Kjerne bilde med dybde: 3595-3597m
    Kjerne bilde med dybde: 3597-3599m
    3589-3592m
    3592-3593m
    3593-3595m
    3595-3597m
    3597-3599m
    Kjerne bilde med dybde: 3599-3600m
    Kjerne bilde med dybde: 3609-3610m
    Kjerne bilde med dybde: 3610-3612m
    Kjerne bilde med dybde: 3612-3614m
    Kjerne bilde med dybde: 3614-3616m
    3599-3600m
    3609-3610m
    3610-3612m
    3612-3614m
    3614-3616m
    Kjerne bilde med dybde: 3616-3617m
    Kjerne bilde med dybde: 3623-3624m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3616-3617m
    3623-3624m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3616.8
    [m]
    C
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.11
    pdf
    3.47
    pdf
    0.88

  • 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
    0.43
    pdf
    0.09

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.51
    pdf
    9.87

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3610
    3614
    4.8
    2.0
    3561
    3584
    19.0
    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
    18
    33700
    0.810
    1861
    2.0
    474
    622900
    0.800
    1320

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    700
    2688
    CBL
    1650
    3295
    DLL MSFL
    3545
    3598
    FDC CNL
    705
    3773
    HDT
    1700
    3773
    ISF SON
    192
    3775
    RFT
    8
    3611
    RFT
    3280
    3738
    RFT
    3560
    3597
    RFT
    3596
    3728
    VELOCITY
    500
    3772

  • 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
    194.0
    36
    194.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    705.0
    26
    712.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2722.0
    17 1/2
    2738.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    8 5/8
    3497.0
    12 1/4
    3511.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3766.0
    8 1/2
    3775.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    194
    1.08
    waterbased
    468
    1.08
    waterbased
    1065
    1.12
    waterbased
    1910
    1.18
    waterbased
    2733
    1.26
    waterbased
    3511
    1.34
    waterbased
    3775
    1.46
    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]
    pdf
    0.21