Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/6-8 S

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.
    15/6-8 S
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    15/6-8
    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.
    Deminex Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    878-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.02.1997
    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.
    05.04.1997
    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.
    05.04.1999
    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.
    31.10.2003
    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
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    102.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3225.0
    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).
    3147.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    21.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    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.
    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° 32' 57.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 52' 55.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6490561.26
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434940.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3014

  • Brønnhistorie
    General
    Block 15/6 is situated on the eastern flank of the southern part of the South Viking Graben, lying in a transition zone on a system of faulted terraces between the main Viking Graben to the west and the Utsira High to the east. The primary objective of the 15/6-8 S well was to test the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Hugin Formation within a seismically defined structural trap. A secondary objective was the Heimdal Formation sandstone ("C-Prospect") which was prognosed to be penetrated in a down dip flank location, but within structural spill.
    The sidetrack 15/6-8 A was designed to test the "C-prospect" in a more optimal crestal location, some 1000 m to the west of the well position.
    Other potential reservoir horizons existed in the Early Tertiary Skade and Grid Formations. These were not within mapped structural closure in any of the well trajectories. The well programmes were designed to maximise the evaluation of these sections.
    Operations and results
    Exploration well 15/6-8S was spudded with the semi-submersible installation "Byford Dolphin" on 18 February 1997 and drilled as a vertical hole to a depth of 1538 m, before kicking off in a NNW direction towards the Middle Jurassic primary objective. The final TD was reached at 3225 m MD (3122.5 m TVD SS) in the Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled with Seawater and bentonite down to 512 m, with KCl / polymer mud from 512 to 1650 m, and with KCl / polymer / glycol from 1650 m to TD.
    The Quaternary and Tertiary sequence of 2550 m thickness (2493 m True Vertical Thickness, TVT) was represented by the Nordland, Hordaland and Rogaland Groups. Mudstone lithologies dominated, but significant thick sandstone development was present in the Utsira, Skade, Grid, and Heimdal Formations.
    The Shetland Group comprised the Early Palaeocene Ekofisk and the Late Cretaceous, Tor, Hod, Blod°ks and Svarte Formations. This 408 m sequence (389 m TVT) was dominated by carbonate lithologies. There were no intervals of reservoir potential. The Early Cretaceous was primarily recognised from well site micropalaeontological analysis of ditch cuttings as a very thin but condensed lithological sequence (4.5 m). It is interpreted as the Åsgard Formation. The Draupne Formation was penetrated at 3089.5 m (2988.6 m TVD SS), and the Heather Formation at 3117.5 m (3016.2 m TVD SS). The primary objective Hugin Formation was penetrated at 3164.5 m, (3062.6 m TVD SS). It consisted of 9 m of sandstone with some minor claystone intercalations, passing into the Triassic Skagerrak Formation at 3173.5 m (3071.4 m TVD SS). Sandstone lithology continued to 3191 m, below which claystone with thin sandstone interbeds became the dominant lithology.
    No hydrocarbon shows were recorded or noted within any of the potential reservoir sections in the well. FMT and petrophysical evaluation confirmed all zones to be water bearing with a complete absence of hydrocarbons.
    A total of four log runs, were successfully completed at well TD, the first 2 on wire line, the second 2 were pipe conveyed. A 5th run (walk away VSP) was abandoned after 2 1/2 x 6 km lines due to loss of air pressure at the offset source. On rigging up the wire line logging tools the logging contractor Western Atlas was unable to detect marks on the cable and unable to determine the fault. The cable was changed out, but the second cable was again found to be faulty. As a result of the problems, depth matching between log runs had an error factor of at least +/-2m. The first log in the hole, DLL/MLL/DAC/GR/CHT run 1/1, was therefore used as the reference log giving a consistent error for all further runs. Depth mismatching was further exacerbated by the need to run wire line pipe conveyed, and open hole sticking with accelerometer correction required in certain instances. No fluid sample was taken in the well. One core was cut in the Hugin and Skagerrak Formations in the interval 3172 m to 3181.5 m (8.85m recovered).
    Well 15/6-8 S was permanently plugged back to the 9 5/8" casing shoe and abandoned as a dry well on 5 April 1997. Well 15/6-8 A was kicked off from below the 9 5/8" casing at 1525 m and drilled to TD at 2480 m (2397 m TVD SS) in the Heimdal Formation, below the mapped structural spill point. The sidetrack was drilled with KCl / Polymer / Glycol mud from kick-off to TD.
    The Quaternary and Tertiary sequence of at least 2353 m thickness (2295 m TVT) was represented by the Nordland, Hordaland and Rogaland Groups. Mudstone lithologies dominated, but significant thick sandstone development was present in the Utsira, Skade, Grid and Heimdal Formations. No hydrocarbon shows were recorded within any of the potential reservoir horizons. The logging operations suffered similar problems as in the primary well bore leading to similar uncertainty in depth correlation of the logs. No fluid samples were taken. One conventional core was cut over the interval 2438 m to 2449 m (10.2m recovered) in the Heimdal Formation.
    Well 15/6-8 A was permanently abandoned as a dry well on 18 April 1997.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3172.0
    3180.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    8.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3172-3177m
    Kjerne bilde med dybde: 3177-3180m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3172-3177m
    3177-3180m

  • 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
    175.5
    36
    177.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    499.0
    17 1/2
    512.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1492.0
    12 1/4
    1510.0
    1.41
    LOT
    OPEN HOLE
    3225.0
    8 1/2
    3225.0
    1.65
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    HP FMT GR
    2440
    3169
    MLL DLL DAC GR CHT
    1490
    3215
    MWD - DIR GR
    127
    512
    MWD LWD - DIR GR RES
    512
    1505
    MWD LWD - DIR GR RES PWD
    1505
    3172
    VSP
    1190
    1480
    VSP
    1811
    3195
    ZDL CN SL CHT
    1490
    3219

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.96
    pdf
    0.58

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    67.08
    pdf
    1.96

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    148
    1.03
    SEAWATER
    178
    1.20
    BENTONITE
    512
    1.04
    SEAWATER
    801
    1.27
    73.0
    KCL POLYMER
    1495
    1.43
    33.0
    KCL/POLYMER
    1505
    1.27
    71.0
    KCL POLYMER
    1650
    1.45
    37.0
    KCL POLYMER
    1881
    1.39
    37.0
    KCL POLYMER
    2330
    1.40
    31.0
    KCL POLYMER
    2554
    1.39
    41.0
    KCL POLYMER
    2707
    1.42
    33.0
    KCL/POLYMER
    3015
    1.39
    34.0
    KCL/POLYMER
    3018
    1.39
    35.0
    KCL/POLYMER
    3172
    1.39
    37.0
    KCL/POLYMER
    3183
    1.39
    36.0
    KCL/POLYMER
    3225
    1.39
    31.0
    KCL/POLYMER

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1825.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1855.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1885.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1915.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1945.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1975.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2005.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2065.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2155.0
    [m]
    DC
    RRI
    2175.0
    [m]
    DC
    RRI
    2185.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2255.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2275.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2305.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2335.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2361.0
    [m]
    DC
    RRI
    2367.0
    [m]
    DC
    RRI
    2373.0
    [m]
    DC
    RRI
    2379.0
    [m]
    DC
    RRI
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2391.0
    [m]
    DC
    RRI
    2397.0
    [m]
    DC
    RRI
    2403.0
    [m]
    DC
    RRI
    2409.0
    [m]
    DC
    RRI
    2415.0
    [m]
    DC
    RRI
    2421.0
    [m]
    DC
    RRI
    2427.0
    [m]
    DC
    RRI
    2433.0
    [m]
    DC
    RRI
    2439.0
    [m]
    DC
    RRI
    2445.0
    [m]
    DC
    RRI
    2455.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2475.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2575.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2635.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2665.0
    [m]
    DC
    RRI
    2675.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3105.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3165.0
    [m]
    DC
    RRI
    3183.0
    [m]
    DC
    RRI
    3195.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3225.0
    [m]
    DC
    RRI