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

15/9-12

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.
    15/9-12
    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.
    SUSPENDED
    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
    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.
    15/9-12
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    309-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    98
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.11.1981
    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.
    27.02.1982
    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.
    27.02.1984
    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.
    28.03.2014
    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
    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").
    3740.0
    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).
    3739.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    112
    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° 27' 23.17'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 43' 4.01'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6480390.26
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    425174.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    330

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-12 was drilled as an appraisal well on the saddle area between the Alpha and Beta structures on the Sleipner Vest field in the North Sea. The main objective was to test the Middle Jurassic sandstones.
    Operations and results
    After setting anchors on 8 November 1981 the spud was delayed two weeks due to strike by the maritime and drilling crews.
    Appraisal well 15/9-12 was spudded with the semi-submersible installation Nordraug on 22 November 1981 and drilled to TD at 3740 m in the Middle Jurassic Sleipner Formation. The 36" hole was drilled to 195 m but due to bad weather the hole was lost and the well was re-spudded on 26 November. Drilling of the 26" and 17 1/2" holes went forth without significant problems other than tight spots in the lower part of the 17 1/2" hole. When setting the 9 the 5/8" casing shoe at 2755 m 64 m3 mud was lost to the formation. The well was drilled with seawater and gel slugs down to 501 m, with gel-lignosulphonate mud from 501 m to 1135 m, with lignosulphonate/gypsum/CMC mud from 1135 m to 2771 m, and with gel-lignosulphonate mud from 2771 to 3740 m.
    A 251 m thick Heimdal Formation was penetrated from 2374 m to 2625 m. The Heimdal Formation was water bearing without shows. The primary target reservoir Hugin Formation was penetrated at 3510 m and proved to contain gas-condensate with a gas-water contact at 3654 according to RFT pressure gradients. Weak shows continued on the cores down to 3665 m. The underlying Sleipner Formation was dry without shows.
    A total of 168.8 m core was cut from top to base of the Hugin Formation. The depth for cores 1 - 9 should be shifted down ca 7 m to fit with the loggers' depth. Cores 10 - 11 should be shifted 8 and 9 m down, respectively. Seven RFT runs were conducted for pressure points and sampling. Segregated fluid samples were taken at 3653 m, 3592.5 m, 3512 m, and 3647 m.
    The well was suspended on 27 February 1982 as a gas-condensate appraisal.
    Testing
    Testing was planned, but failed due to problems with the test string. For this reason Nordraug was taken to the shipyard and testing would be done in a re-entry.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    3735.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3504.5
    3522.2
    [m ]
    2
    3522.3
    3540.2
    [m ]
    3
    3540.2
    3553.3
    [m ]
    4
    3554.0
    3572.0
    [m ]
    5
    3572.2
    3589.8
    [m ]
    6
    3590.0
    3607.7
    [m ]
    7
    3608.0
    3625.7
    [m ]
    8
    3626.0
    3642.7
    [m ]
    9
    3644.0
    3661.6
    [m ]
    10
    3662.0
    3664.8
    [m ]
    11
    3681.0
    3692.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    168.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3504-3509m
    Kjerne bilde med dybde: 3509-3514m
    Kjerne bilde med dybde: 3514-3519m
    Kjerne bilde med dybde: 3519-3522m
    Kjerne bilde med dybde: 3522-3527m
    3504-3509m
    3509-3514m
    3514-3519m
    3519-3522m
    3522-3527m
    Kjerne bilde med dybde: 3527-3532m
    Kjerne bilde med dybde: 3532-3537m
    Kjerne bilde med dybde: 3537-3540m
    Kjerne bilde med dybde: 3540-3545m
    Kjerne bilde med dybde: 3545-3550m
    3527-3532m
    3532-3537m
    3537-3540m
    3540-3545m
    3545-3550m
    Kjerne bilde med dybde: 3550-3553m
    Kjerne bilde med dybde: 3554-3559m
    Kjerne bilde med dybde: 3559-3564m
    Kjerne bilde med dybde: 3564-3569m
    Kjerne bilde med dybde: 3569-3572m
    3550-3553m
    3554-3559m
    3559-3564m
    3564-3569m
    3569-3572m
    Kjerne bilde med dybde: 3572-3577m
    Kjerne bilde med dybde: 3577-3582m
    Kjerne bilde med dybde: 3582-3587m
    Kjerne bilde med dybde: 3587-3589m
    Kjerne bilde med dybde: 3590-3595m
    3572-3577m
    3577-3582m
    3582-3587m
    3587-3589m
    3590-3595m
    Kjerne bilde med dybde: 3595-3600m
    Kjerne bilde med dybde: 3600-3605m
    Kjerne bilde med dybde: 3605-3607m
    Kjerne bilde med dybde: 3608-3613m
    Kjerne bilde med dybde: 3613-3618m
    3595-3600m
    3600-3605m
    3605-3607m
    3608-3613m
    3613-3618m
    Kjerne bilde med dybde: 3618-3623m
    Kjerne bilde med dybde: 3623-3625m
    Kjerne bilde med dybde: 3626-3631m
    Kjerne bilde med dybde: 3631-3636m
    Kjerne bilde med dybde: 3636-3641m
    3618-3623m
    3623-3625m
    3626-3631m
    3631-3636m
    3636-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3641-3642m
    Kjerne bilde med dybde: 3644-3649m
    Kjerne bilde med dybde: 3649-3654m
    Kjerne bilde med dybde: 3654-3659m
    Kjerne bilde med dybde: 3659-3661m
    3641-3642m
    3644-3649m
    3649-3654m
    3654-3659m
    3659-3661m
    Kjerne bilde med dybde: 3662-3664m
    Kjerne bilde med dybde: 3681-3686m
    Kjerne bilde med dybde: 3686-3691m
    Kjerne bilde med dybde: 3691-3692m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3662-3664m
    3681-3686m
    3686-3691m
    3691-3692m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1B
    3585.00
    3595.00
    14.04.1982 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    3512.00
    3522.00
    20.04.1982 - 00:00
    YES

  • 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
    195.0
    36
    195.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    501.0
    26
    515.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1120.0
    17 1/2
    1135.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2755.0
    12 1/4
    2771.0
    1.73
    LOT
    LINER
    7
    3740.0
    8 1/2
    3740.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3585
    3595
    25.4
    2.0
    3512
    3522
    25.4
    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
    253
    762000
    0.790
    0.770
    3011
    2.0
    234
    807000
    0.790
    0.760
    3448

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    130
    1115
    CBL VDL GR
    800
    2756
    CBL VDL GR
    2614
    3704
    CST
    2240
    2771
    CST
    2830
    3740
    DLL MSFL
    3360
    3745
    FDC CNL GR
    1120
    3746
    FDC GR
    501
    1133
    HDT
    2756
    3746
    ISF SON GR
    195
    3745
    RFT
    2380
    2705
    RFT
    3511
    3529
    RFT
    3511
    3529
    RFT
    3512
    3541
    RFT
    3541
    3638
    RFT
    3544
    3671
    RFT
    3604
    3737

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.33
    pdf
    22.87

  • 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
    0.20
    pdf
    0.05

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    195
    1.05
    waterbased
    815
    1.11
    waterbased
    1420
    1.12
    waterbased
    2575
    1.18
    waterbased
    3025
    1.18
    waterbased
    3190
    1.29
    waterbased
    3740
    1.50
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2305.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2372.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2377.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2383.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2417.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2443.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2473.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2560.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2588.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2613.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2660.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2705.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2758.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    3300.0
    [m]
    DC
    3330.0
    [m]
    DC
    3360.0
    [m]
    DC
    3390.0
    [m]
    DC
    3420.0
    [m]
    DC
    3450.0
    [m]
    DC
    3480.0
    [m]
    DC
    3505.0
    [m]
    DC
    3520.1
    [m]
    C
    3563.9
    [m]
    C
    3651.8
    [m]
    C
    3653.5
    [m]
    C
    3682.9
    [m]
    C
    3685.9
    [m]
    C
    3700.0
    [m]
    DC
    3720.0
    [m]
    DC
    3735.0
    [m]
    DC