Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/3-6

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.
    15/3-6
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    15/3-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    INLINE 1070 & CROSS-LINE 2336
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    941-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    23
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.12.1998
    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.
    05.01.1999
    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.
    05.01.2001
    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.
    18.12.2002
    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.
    DRY
    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
    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.
    105.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2793.0
    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).
    2786.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.51
    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 CRETACEOUS
    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.
    JORSALFARE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 46' 23.41'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 45' 14.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6515614.35
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    427951.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3250

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/3-6 was drilled to test the Paleocene Balder and Hermod sandstones of the Pinnsvin prospect, and had a licence requirement to penetrate Cretaceous age formations. The well was drilled within licence PL 187 (Amoco Norway, Statoil, Norsk Hydro). License PL 025 farmed into the well (Statoil, Elf, Total, Hydro) for 20% of well costs.
    Operations and results
    Wildcat well 15/3-6 was spudded 15. December 1998 with the semi-submersible installation Mærsk Jutlander, and drilled to TD at 2793 m in the Late Cretaceous Shetland Group. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1018 m and oil based mud (Versavert) from 944 m to TD.
    The Intra Balder and Hermod sandstones were encountered as prognosed but the well was found to be completely water wet all through. A wire line fluid sample was taken at 2160 m in the Intra Balder Formation Sandstone. Two cores were cut in the interval 2140 m to 2176 m in the Balder Formation and Intra Balder Formation sandstones, and one was cut from 2278 m to 2297.7 m in the Hermod Formation Sandstone.
    The well was plugged and abandoned as a dry hole on 5 January 1999.
    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]
    1020.00
    2793.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2140.0
    2158.1
    [m ]
    2
    2158.1
    2175.7
    [m ]
    3
    2278.0
    2297.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    55.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2140-2145m
    Kjerne bilde med dybde: 2145-2150m
    Kjerne bilde med dybde: 2150-2155m
    Kjerne bilde med dybde: 2155-2159m
    Kjerne bilde med dybde: 2159-2164m
    2140-2145m
    2145-2150m
    2150-2155m
    2155-2159m
    2159-2164m
    Kjerne bilde med dybde: 2164-2169m
    Kjerne bilde med dybde: 2169-2174m
    Kjerne bilde med dybde: 2174-2281m
    Kjerne bilde med dybde: 2281-2286m
    Kjerne bilde med dybde: 2286-2291m
    2164-2169m
    2169-2174m
    2174-2281m
    2281-2286m
    2286-2291m
    Kjerne bilde med dybde: 2291-2296m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2298m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2291-2296m
    2296-2298m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1556.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1967.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2127.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    C
    RRI
    2150.0
    [m]
    C
    RRI
    2170.0
    [m]
    C
    RRI
    2171.0
    [m]
    C
    RRI
    2176.0
    [m]
    C
    RRI
    2182.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2191.0
    [m]
    DC
    RRI
    2206.0
    [m]
    DC
    RRI
    2212.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2221.0
    [m]
    DC
    RRI
    2236.0
    [m]
    DC
    RRI
    2239.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2251.0
    [m]
    DC
    RRI
    2254.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2264.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2266.0
    [m]
    DC
    RRI
    2267.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2281.0
    [m]
    C
    RRI
    2287.0
    [m]
    C
    RRI
    2292.0
    [m]
    C
    RRI
    2297.0
    [m]
    C
    RRI
    2308.0
    [m]
    DC
    RRI
    2315.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2326.0
    [m]
    DC
    RRI
    2336.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2338.0
    [m]
    DC
    RRI
    2354.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2356.0
    [m]
    DC
    RRI
    2368.0
    [m]
    DC
    RRI
    2383.0
    [m]
    DC
    RRI
    2391.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2404.0
    [m]
    DC
    RRI
    2412.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2419.0
    [m]
    DC
    RRI
    2428.0
    [m]
    DC
    RRI
    2434.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2446.0
    [m]
    DC
    RRI
    2454.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2458.0
    [m]
    DC
    RRI
    2476.0
    [m]
    DC
    RRI
    2496.0
    [m]
    DC
    RRI
    2503.0
    [m]
    DC
    RRI
    2521.0
    [m]
    DC
    RRI
    2523.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2536.0
    [m]
    DC
    RRI
    2537.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2548.0
    [m]
    DC
    RRI
    2549.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2566.0
    [m]
    DC
    RRI
    2578.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2608.0
    [m]
    DC
    RRI
    2629.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2632.0
    [m]
    DC
    RRI
    2641.0
    [m]
    DC
    RRI
    2644.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2656.0
    [m]
    DC
    RRI
    2668.0
    [m]
    DC
    RRI
    2686.0
    [m]
    DC
    RRI
    2698.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2704.0
    [m]
    DC
    RRI
    2716.0
    [m]
    DC
    RRI
    2728.0
    [m]
    DC
    RRI
    2746.0
    [m]
    DC
    RRI
    2753.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2758.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2764.0
    [m]
    DC
    RRI
    2767.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2776.0
    [m]
    DC
    RRI
    2788.0
    [m]
    DC
    RRI
    2793.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    3.19
    .pdf
    50.59

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    1560
    2767
    MDT
    1246
    2560
    MWD - CDR RES GR
    217
    2278
    MWD - CDR RES GR
    2304
    2793
    PEX DSI AIT GR
    260
    1002

  • 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
    212.0
    36
    216.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1015.0
    17 1/2
    1015.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    1018.0
    12 1/4
    1018.0
    2.01
    LOT
    OPEN HOLE
    2793.0
    8 1/2
    2793.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    156
    1.08
    12.0
    SPUD MUD
    216
    1.10
    30.0
    SPUD MUD
    680
    1.10
    31.0
    SPUD MUD
    890
    1.10
    32.0
    SPUD MUD
    1019
    1.31
    18.0
    VERSAVERT
    2084
    1.31
    21.0
    VERSAVERT
    2158
    1.31
    21.0
    VERSAVERT
    2249
    1.31
    22.0
    VERSA VERT
    2772
    1.31
    26.0
    VERSA VERT
    2793
    1.31
    26.0
    VERSA VERT

  • 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
    0.22