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

15/12-18 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.
    15/12-18 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
    Pressemelding
    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
    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.
    15/12-18
    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.
    Det norske oljeselskap ASA (old)
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1150-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    64
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.09.2007
    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.
    07.11.2007
    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.
    07.11.2009
    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.
    07.11.2009
    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.
    OIL
    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.
    YES
    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.
    PALEOCENE
    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.
    TY FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    43.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    90.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3520.0
    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).
    3310.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    36
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    86
    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 PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 12' 53.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 46' 40.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6453416.52
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    428194.30
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5607

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/12-18 S is located between the Sleipner Øst and Varg fields in the North Sea. The well was designed to test three prospects in different stratigraphic intervals, referred to as Grid (Eocene), Storskrymten (Paleocene) and Grytkollen (Triassic Hugin/Skagerrak Formation). The Storskrymten reservoir was the primary objective of the three. If hydrocarbons were discovered bore, a sidetrack would be evaluated to prove the vertical extension of the column. All prospects were based on up doming effects along the main migration routes from the Maureen area.
    Operations and results
    Well 15/12-18 S was spudded with the jack-up installation Mærsk Giant on 5 September 2007 and drilled to TD at 3520 m (3310 m TVD) in the Late Permian Zechstein Group. It was drilled vertical down to 1700 m, building angle up to ca 35 deg at ca 2550 m. The deviation was kept within 36 to 24 deg for the remaining well path down to TD. The drilling operation was executed with several down-hole problems. Major delays were due to logging problems and lost circulation in the Cretaceous. The well was drilled with seawater down to 474 m, with KCl/polymer mud from 474 m to 1173 m, with mineral oil -based mud (Carbo-Sea) from 1173 m to 2773 m, and with Enviromul oil based mud from 2773 m to TD.
    Twenty-two m of Grid sandstones were found water bearing. The Paleocene Ty Formation at 2670 m (2589 m TVD) was found hydrocarbon bearing. The OWC was from pressure data set to 2687.5 m (2602.5 m TVD). From the resistivity logs, however, the OWC would be set at 2691 m (2605.8 m TVD). This gives a vertical oil column of 16.8 m. Shows were recorded down to 2722 m. After evaluation of the Ty Formation reservoir, drilling continued into Hugin Formation at 3420 m (3219 m TVD), where 9 m of sandstone was encountered, but with no hydrocarbons. Shows were recorded on limestone at 2960 to 2970 m, in marl/claystone in the interval 3053 to 3175 m, and in shales of the Draupne and Heather Formations from 3270 to 3320 m.
    No core was cut. Oil was sampled during the MDT runs at depths of 2671.9 m and 2683.6 m. Water was sampled at 2705 m. A mini-DST was attempted but aborted due to packer problems.
    The well was completed on 7 November 2007 as an oil discovery. A side track (15/12-18 A) was initiated to appraise the discovery.
    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]
    1180.00
    3520.00

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    0.00
    2683.60
    OIL
    NO

  • 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
    230.0
    36
    232.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    469.0
    24
    474.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1168.0
    17 1/2
    1173.0
    2.04
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2770.0
    12 1/4
    2773.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3175.0
    8 1/2
    3175.0
    1.58
    LOT
    OPEN HOLE
    3520.0
    6
    3520.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT GR CAL
    2258
    2720
    MDT MINI-DST GR
    2672
    0
    MINI-DST GR SAMPLE-QP
    2683
    2705
    MSCT GR
    2645
    2722
    MWD LWD - AGR EWR DIR PWD
    476
    1173
    MWD LWD - AGR EWR DIR PWD CTN AL
    1173
    3175
    MWD LWD - DIR
    25
    239
    MWD LWD - DWD
    239
    476
    MWD LWD - EWR DGR PWD DIR BAT
    3175
    3520
    MWD LWD - GR EWR DIR PWD
    239
    476

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    158
    1.05
    110.0
    WATER BASED
    239
    1.20
    WATER BASED
    474
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    476
    1.20
    WATER BASED
    702
    1.12
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2239.0
    [m]
    DC
    APT
    2254.0
    [m]
    DC
    APT
    2263.0
    [m]
    DC
    APT
    2275.0
    [m]
    DC
    APT
    2290.0
    [m]
    DC
    APT
    2400.0
    [m]
    DC
    APT
    2420.0
    [m]
    DC
    APT
    2440.0
    [m]
    DC
    APT
    2450.0
    [m]
    DC
    APT
    2460.0
    [m]
    DC
    APT
    2470.0
    [m]
    DC
    APT
    2490.0
    [m]
    DC
    APT
    2530.0
    [m]
    DC
    APT
    2645.0
    [m]
    SWC
    APT
    2650.0
    [m]
    SWC
    APT
    2655.0
    [m]
    SWC
    APT
    2664.0
    [m]
    SWC
    APT
    2667.0
    [m]
    SWC
    APT
    2699.0
    [m]
    SWC
    APT
    2700.0
    [m]
    SWC
    APT
    3330.0
    [m]
    DC
    APT
    3350.0
    [m]
    DC
    APT
    3370.0
    [m]
    DC
    APT
    3390.0
    [m]
    DC
    APT
    3410.0
    [m]
    DC
    APT
    3428.0
    [m]
    DC
    APT
    3434.0
    [m]
    DC
    APT
    3437.0
    [m]
    DC
    APT
    3449.0
    [m]
    DC
    APT
    3458.0
    [m]
    DC
    APT
    3467.0
    [m]
    DC
    APT
    3473.0
    [m]
    DC
    APT
    3476.0
    [m]
    DC
    APT
    3503.0
    [m]
    DC
    APT
    3512.0
    [m]
    DC
    APT