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

15/5-7 A

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.
    15/5-7 A
    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
    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.
    15/5-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey ST06M02-inline1800 & crossline 660
    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.
    StatoilHydro ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1202-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.09.2008
    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.
    13.10.2008
    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.
    13.10.2010
    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.
    13.10.2010
    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.
    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).
    26.0
    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").
    4199.0
    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).
    4117.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    34
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    35
    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° 33' 22.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 39' 19.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6491564.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421754.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5946

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/5-7 A is a sidetrack from well 15/5-7 on the Dagny Discovery in the southern Viking Graben area of the North Sea. Well 15/5-7 proved an oil-filled Hugin Formation, a 98 m oil column. The primary objective of the sidetrack 15/5-7 A was to obtain data from the water zone, down-flanks on the structure.
    Operations and results
    Appraisal well 15/5-7 A was drilled with the semi-submersible installation Transocean Winner. The sidetrack commenced on 8 September at 3145 m and drilled to 4130 m in the Sleipner Formation. The wire line logging tools stuck in the first run at 3515 m and only very incomplete logs were obtained from this bore hole. Fishing failed, the fish was pushed down to 3715 m, and the borehole was plugged back for a second sidetrack. The second, named technically as sidetrack 15/5-7 AT2, was kicked off from 3337 m in well 15/5-7 on 24 September 2008 and drilled to TD at 4199 m in the Middle Jurassic Sleipner Formation. TD logging was obtained. The sidetrack well was drilled with an oil based mud.
    Based on pressure gradients recorded in 15/5-7 and the sidetrack, the OWC was estimated at 3923 m TVD RKB. No oil shows were recorded in the well.
    No cores were cut in the well. MDT pressures were recorded in the water bearing Hugin Formation. MDT water samples were taken at 3998.2 m in the technical sidetrack.
    The well was permanently abandoned on 13 October 2008 as an oil appraisal.
    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]
    3170.00
    4130.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3680.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3690.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3700.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3710.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3720.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3730.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3740.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3750.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3760.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3770.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3780.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3790.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3800.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3810.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3812.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3820.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3827.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3830.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3840.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3842.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3850.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3857.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3860.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3870.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3872.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3880.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3887.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3890.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3900.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3902.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3910.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3917.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3920.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3929.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3933.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3938.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3947.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3956.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3962.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3965.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3968.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3971.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3974.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3977.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3980.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3983.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3986.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3989.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3992.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3995.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3998.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4001.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4004.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4007.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4010.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4013.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4016.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4019.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4022.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4025.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4028.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4031.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4034.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4037.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4040.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4043.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4046.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4049.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4052.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4055.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4055.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4058.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4061.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4064.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4067.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4070.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4073.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4076.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4079.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4082.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4085.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4088.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4091.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4094.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4097.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4100.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4103.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4106.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4109.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4112.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4115.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4118.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4121.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4124.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4127.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4130.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4133.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4139.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4142.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4145.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4148.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4151.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4154.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4163.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4169.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4175.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4181.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4187.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4193.0
    [m]
    DC
    ICHRON

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT
    3969
    4088
    MDT
    3989
    4085
    MSIP GR PPC1
    3634
    4132
    MWD - ECO TELE
    3361
    4199
    MWD - TELE
    3337
    3361
    VSP SS
    3695
    4153
    VSP ZO
    2116
    4100
    XPT PT
    3998
    4149

  • 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
    INTERM.
    13 3/8
    2657.0
    17 1/2
    2669.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    4130.0
    8 1/2
    4130.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    4130
    1.40
    Oil based

  • 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