Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/6-6

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.
    15/6-6
    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).
    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
    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.
    15/6-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8010 - 118 SP 345
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    308-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    70
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.04.1982
    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.
    09.06.1982
    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.
    09.06.1984
    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.
    19.12.2007
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    110.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3760.0
    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).
    3760.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 31' 14.7'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 44' 53.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6487517.21
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    427079.83
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    38

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/6-6 was drilled to appraise the north eastern flank of Alpha structure on the 15/6-3 Sleipner Vest Discovery in the North Sea. The primary target was a gas bearing Jurassic sandstone known as the Hugin Formation. It was drilled to provide needed structural control and to establish a gas/water contact.
    Operations and results
    Appraisal well 15/6-6 was spudded with the semi-submersible installation Glomar Biscay II on 1 April 1982 and drilled to TD at 3760 m in Late Triassic sediments of the Skagerrak Formation. The 36" hole had to be reamed several times due to ledging. This also occurred in the top of the 26" section. Forty-six bbl's (7.3 m3) of fluid were lost to the formation during cementing of the 13 3/8" casing. The mud weight in this section was 1.68 which is lower than the previous Sleipner wells. This and the fluid loss can possibly be related to an unconsolidated sand (Skade Formation) interval from 1185 to 1199 m. Minor hole problems were encountered in the 12 1/4" section. The drill string was temporarily stuck at 1627 m after making a connection. The well was drilled with seawater and gel.
    The well proved sands in the Utsira, Grid, Heimdal, and Sleipner Formations; all water bearing. The gas bearing Hugin Formation was encountered at 3563 m and had a gross thickness of 58 m. The gas/water contact was found at 3607 m, which gives a gross gas interval of 44 m. No oil shows were reported from the target reservoir or other sections in the well.
    Three cores were taken in the Middle Jurassic interval in the 8 1/2" section. Core 1 recovered 18.5 m sandstone from 3591 m to 3609.5 m. Core 2 recovered 16.0 m sandstone from 3609.5 m to 3622 m. Core 3 recovered 18.9 m Sandstone, shale and coal from 3625.5 m to 3644.5 m. No wire line fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 9 June 1982 as a gas appraisal well.
    Testing
    The well was tested in the interval 3568 - 3578 m in the Hugin Formation where reservoir data indicated significant accumulations of gas and condensate. The test produced 835000 Sm3 gas and 278 Sm3 condensate /day through a 56/64" choke. The GOR (gas/condensate ratio) was 3003 Sm3/Sm3 and the condensate gravity was 47 dg API. The gas gravity was 0.762 (air = 1), the CO2 content was 5 % and the H2S content was 7.5 ppm.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    3760.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3591.0
    3609.5
    [m ]
    2
    3609.5
    3625.5
    [m ]
    3
    3625.5
    3644.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    500.0
    [m]
    DC
    530.0
    [m]
    DC
    560.0
    [m]
    DC
    590.0
    [m]
    DC
    620.0
    [m]
    DC
    650.0
    [m]
    DC
    690.0
    [m]
    DC
    710.0
    [m]
    DC
    740.0
    [m]
    DC
    770.0
    [m]
    DC
    800.0
    [m]
    DC
    830.0
    [m]
    DC
    860.0
    [m]
    DC
    890.0
    [m]
    DC
    920.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    980.0
    [m]
    DC
    1010.0
    [m]
    DC
    1040.0
    [m]
    DC
    1070.0
    [m]
    DC
    1100.0
    [m]
    DC
    1130.0
    [m]
    DC
    1160.0
    [m]
    DC
    1190.0
    [m]
    DC
    1220.0
    [m]
    DC
    1250.0
    [m]
    DC
    1280.0
    [m]
    DC
    1310.0
    [m]
    DC
    1340.0
    [m]
    DC
    1370.0
    [m]
    DC
    1400.0
    [m]
    DC
    1430.0
    [m]
    DC
    1460.0
    [m]
    DC
    1490.0
    [m]
    DC
    1520.0
    [m]
    DC
    1550.0
    [m]
    DC
    1580.0
    [m]
    DC
    1610.0
    [m]
    DC
    1640.0
    [m]
    DC
    1670.0
    [m]
    DC
    1700.0
    [m]
    DC
    1730.0
    [m]
    DC
    1760.0
    [m]
    DC
    1790.0
    [m]
    DC
    1820.0
    [m]
    DC
    1850.0
    [m]
    DC
    1880.0
    [m]
    DC
    1910.0
    [m]
    DC
    1940.0
    [m]
    DC
    1970.0
    [m]
    DC
    2000.0
    [m]
    DC
    2030.0
    [m]
    DC
    2060.0
    [m]
    DC
    2090.0
    [m]
    DC
    2120.0
    [m]
    DC
    2150.0
    [m]
    DC
    2180.0
    [m]
    DC
    2210.0
    [m]
    DC
    2220.0
    [m]
    DC
    2230.0
    [m]
    DC
    2240.0
    [m]
    DC
    2250.0
    [m]
    DC
    2260.0
    [m]
    DC
    2270.0
    [m]
    DC
    2280.0
    [m]
    DC
    2290.0
    [m]
    DC
    2300.0
    [m]
    DC
    2310.0
    [m]
    DC
    2320.0
    [m]
    DC
    2330.0
    [m]
    DC
    2340.0
    [m]
    DC
    2350.0
    [m]
    DC
    2360.0
    [m]
    DC
    2370.0
    [m]
    DC
    2390.0
    [m]
    DC
    2400.0
    [m]
    DC
    2410.0
    [m]
    DC
    2420.0
    [m]
    DC
    2430.0
    [m]
    DC
    2440.0
    [m]
    DC
    2450.0
    [m]
    DC
    2460.0
    [m]
    DC
    2480.0
    [m]
    DC
    2500.0
    [m]
    DC
    2510.0
    [m]
    DC
    2540.0
    [m]
    DC
    2570.0
    [m]
    DC
    2600.0
    [m]
    DC
    2630.0
    [m]
    DC
    2660.0
    [m]
    DC
    2690.0
    [m]
    DC
    2720.0
    [m]
    DC
    2730.0
    [m]
    DC
    2740.0
    [m]
    DC
    2750.0
    [m]
    DC
    2760.0
    [m]
    DC
    2770.0
    [m]
    DC
    2780.0
    [m]
    DC
    2810.0
    [m]
    DC
    2840.0
    [m]
    DC
    2870.0
    [m]
    DC
    2900.0
    [m]
    DC
    2930.0
    [m]
    DC
    2960.0
    [m]
    DC
    2990.0
    [m]
    DC
    3020.0
    [m]
    DC
    3050.0
    [m]
    DC
    3080.0
    [m]
    DC
    3110.0
    [m]
    DC
    3140.0
    [m]
    DC
    3170.0
    [m]
    DC
    3200.0
    [m]
    DC
    3230.0
    [m]
    DC
    3260.0
    [m]
    DC
    3290.0
    [m]
    DC
    3320.0
    [m]
    DC
    3350.0
    [m]
    DC
    3380.0
    [m]
    DC
    3401.0
    [m]
    SWC
    3403.0
    [m]
    SWC
    3407.0
    [m]
    SWC
    3409.0
    [m]
    DC
    3410.0
    [m]
    SWC
    3427.0
    [m]
    SWC
    3436.5
    [m]
    SWC
    3451.0
    [m]
    DC
    3462.0
    [m]
    SWC
    3481.0
    [m]
    DC
    3482.0
    [m]
    SWC
    3492.0
    [m]
    SWC
    3495.0
    [m]
    SWC
    3499.0
    [m]
    SWC
    3511.0
    [m]
    DC
    3516.0
    [m]
    SWC
    3524.0
    [m]
    SWC
    3541.0
    [m]
    DC
    3543.0
    [m]
    SWC
    3548.0
    [m]
    SWC
    3554.5
    [m]
    SWC
    3556.0
    [m]
    SWC
    3558.0
    [m]
    SWC
    3562.0
    [m]
    SWC
    3571.0
    [m]
    DC
    3601.0
    [m]
    DC
    3631.0
    [m]
    DC
    3648.2
    [m]
    SWC
    3655.0
    [m]
    DC
    3659.2
    [m]
    SWC
    3661.0
    [m]
    DC
    3664.0
    [m]
    DC
    3691.0
    [m]
    DC
    3702.0
    [m]
    SWC
    3721.0
    [m]
    DC
    3740.0
    [m]
    SWC
    3751.0
    [m]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.78

  • 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
    0.17
    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]
    pdf
    34.77

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3568
    3578
    22.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    278
    835000
    0.793
    0.762
    3003

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AC CBL
    2446
    3630
    CALIPER
    160
    424
    CDL CNL GR
    2763
    3754
    DIPLOG
    2773
    3749
    DLL MLL
    3500
    3750
    IEL BHC AC GR SP
    190
    3753
    TEMP
    195
    1174
    TEMP
    1500
    2754
    TEMP
    3569
    3716
    VSP
    1800
    3748

  • 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
    196.0
    36
    197.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    447.0
    26
    465.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1203.0
    17 1/2
    1218.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2778.0
    12 1/4
    2794.0
    1.72
    LOT
    LINER
    7
    3686.0
    8 1/2
    3760.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    380
    1.08
    41.0
    waterbased
    720
    1.10
    40.0
    waterbased
    1360
    1.12
    49.0
    waterbased
    2420
    1.16
    51.0
    waterbased
    3290
    1.34
    48.0
    waterbased
    3440
    1.34
    47.0
    waterbased
    3610
    1.36
    42.0
    waterbased
    3660
    1.34
    47.0
    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]
    pdf
    0.23