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

15/6-12

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.
    15/6-12
    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).
    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.
    15/6-12
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1335-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    50
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.12.2010
    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.
    09.02.2011
    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.
    09.02.2013
    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.
    09.02.2013
    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.
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    115.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3930.0
    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).
    3930.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    127
    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° 37' 48.51'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 44' 15.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6499707.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    426696.78
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6518

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/6-12 was drilled on the McHenry prospect on the south-western tip of the Gudrun Terrace in the south Viking Graben. The main objective was to test the Hugin Formation. The secondary objectives were to test the Sleipner and
    Skagerrak formations. The Hugin Formation was also the main reservoir in the Dagny/Ermintrude discovery wells. The deep oil-water-contact observed in the 15/5-7 well on Dagny (3897 m TVD SS) indicated a possible spill from the Dagny/Ermintrude structure towards McHenry.
    Operations and results
    Wildcat well 15/6-12 was spudded with the semi-submersible installation on Transocean Leader on 22 December 2010 and drilled to TD at 3930 m in the Triassic Skagerrak Formation. Shallow gas was interpreted close to the well location and a 9 7/8" pilot hole was drilled from the 30" conductor shoe to 1060 m. No shallow gas was observed. Eighteen meter of drill string was lost in the hole prior to the logging job so loggers TD is 3914 m. Otherwise no significant problem occurred in the operations. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to 1104 m, with Performadrill WBM from 1104 m to 2768 m, and with Low-ECD XP-07 oil based mud from 2768 m to TD.
    The Hugin Formation was penetrated at 3798 m. It was only 12 m thick and held a 4 m thick oil filled sandstone. The Hugin sand was prognosed to be between 10 and 100 m thick. The pressure measured in the Hugin Formation indicated no communication with the Dagny/Ermintrude discoveries to the south of 15/6-12. Otherwise there were no hydrocarbon indications apart from a 2.5 m thick limestone stringer with top at 2975 m. This limestone showed a significant resistivity increase and a decrease in density and gave a gas peak of 4.2 %, but no fluorescence was described. The secondary targets, Sleipner Formation and Skagerrak Formation were water bearing.
    No cores were cut. An oil sample was collected with a MDT tool at 3806.0 m. The sample was estimated to be ca 11% contaminated with OBM.
    The well was permanently abandoned on 9 February 2011 as an oil 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]
    1110.00
    3930.00

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    1A-1B
    0.00
    0.00
    OIL
    29.01.2011 - 00:00
    YES
    MDT
    0.00
    3806.00
    OIL
    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
    199.0
    36
    203.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1092.0
    26
    1104.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    14
    2754.0
    17 1/2
    2768.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3629.0
    12 1/4
    3632.0
    2.02
    LOT
    OPEN HOLE
    3930.0
    8 1/2
    3930.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT GPIT PPC MSIP PPC PEX
    3388
    3914
    MDT
    3805
    3896
    MSCT
    3785
    3900
    MWD - ARCVRES PP
    203
    1100
    MWD - ARCVRES TELE PP PD STETH
    1100
    3930
    PPC MSIP PPC GPIT TLD
    2060
    3633
    VSI4 VSP
    1000
    3910

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    800
    1.41
    35.0
    Performadril
    900
    1.41
    36.0
    Performadril
    1100
    1.25
    26.0
    Performadril
    1336
    1.25
    29.0
    Performadril
    2362
    1.35
    39.0
    Performadril
    2406
    1.37
    36.0
    Performadril
    2525
    1.37
    34.0
    Performadril
    2684
    1.37
    42.0
    Performadril
    2696
    1.37
    42.0
    Performadril
    2765
    1.47
    19.0
    OBM-Low ECD
    2765
    1.37
    36.0
    Performadril
    2765
    1.37
    36.0
    Performadril
    3440
    1.45
    23.0
    OBM-Low ECD
    3629
    1.56
    25.0
    OBM-Low ECD
    3680
    1.89
    38.0
    OBM-Low ECD
    3786
    1.89
    43.0
    OBM-Low ECD
    3812
    1.89
    47.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    3930
    1.75
    33.0
    OBM-Low ECD

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3669.0
    [m]
    DC
    3675.0
    [m]
    DC
    3681.0
    [m]
    DC
    3687.0
    [m]
    DC
    3693.0
    [m]
    DC
    3699.0
    [m]
    DC
    3705.0
    [m]
    DC
    3711.0
    [m]
    DC
    3717.0
    [m]
    DC
    3723.0
    [m]
    DC
    3729.0
    [m]
    DC
    3735.0
    [m]
    DC
    3741.0
    [m]
    DC
    3747.0
    [m]
    DC
    3753.0
    [m]
    DC
    3759.0
    [m]
    DC
    3762.0
    [m]
    DC
    3765.0
    [m]
    DC
    3768.0
    [m]
    DC
    3771.0
    [m]
    DC
    3774.0
    [m]
    DC
    3777.0
    [m]
    DC
    3780.0
    [m]
    DC
    3783.0
    [m]
    DC
    3785.0
    [m]
    SWC
    3786.0
    [m]
    DC
    3789.0
    [m]
    DC
    3792.0
    [m]
    DC
    3792.5
    [m]
    SWC
    3795.0
    [m]
    DC
    3798.0
    [m]
    DC
    3798.5
    [m]
    SWC
    3801.0
    [m]
    DC
    3804.0
    [m]
    DC
    3807.0
    [m]
    DC
    3810.0
    [m]
    DC
    3816.0
    [m]
    DC
    3822.0
    [m]
    DC
    3830.0
    [m]
    DC
    3834.0
    [m]
    DC
    3840.0
    [m]
    DC
    3846.0
    [m]
    DC
    3852.0
    [m]
    DC
    3860.0
    [m]
    DC
    3866.0
    [m]
    DC
    3873.0
    [m]
    DC
    3879.0
    [m]
    DC
    3885.0
    [m]
    DC
    3891.0
    [m]
    DC