15/12-12

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/12-12
  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.	RE-CLASS TO DEV
  Pressemelding	lenke til pressemelding
  Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
  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.	REV
  Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	15/12-12 Rev
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/12-12
  Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	SG9809 - 308/NH0073 - 102
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	038
  Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Saga Petroleum ASA
  Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	938-L
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	SCARABEO 6
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	47
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	25.12.2000
  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.	09.02.2001
  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.	09.02.2003
  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.	19.10.2006
  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
  Reklassifisert til brønnbane	15/12-C-1 H
  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.	OIL/GAS
  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.	LATE 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.	INTRA HEATHER FM SS
  2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	TRIASSIC
  2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	SKAGERRAK FM
  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.	87.0
  Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3085.0
  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).	3056.0
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	26
  Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	126
  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° 1' 40.68'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	1° 55' 28.34'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6432475.78
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	436478.40
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	3391

• Brønnhistorie

  General

  The objective for well 15/12-12 was to test the hydrocarbon potential of the Rev structure in PL 038 approximately 5 km south-east of the Varg Field (Varg A Platform). The target level was Oxfordian Intra Heather Sands of the Viking Group.

  Operations and results

  Well 15/12-12 was spudded with the semi-submersible installation Scarabeo 6 on 25 December 2000 and drilled to TD at 3085 m in the Triassic Skagerrak Formation. At ca 2700 m the well starts to build angle up to a deviation of ca 25 deg at ca 2830 m. This deviation is kept down to TD where it leads to a difference between measured and vertical depth of ca 30 m. The well was drilled with seawater and hi-vis pills through to the base of the 17 1/2" section at 1384 m and with Glydrill KCL Polymer from 1384 m to TD.

  A total of 121 m (2856 - 2977 m) gross Late Jurassic, Intra Heather reservoir sequence was penetrated in well 15/12-12 on the Rev Structure. The reservoir is interpreted as shallow marine sand bodies and is dated Oxfordian of age. On top of the reservoir lie 6 m sand dated Earliest Kimmeridgian of age. This sand was not considered as part of the net reservoir. The massive Intra Heather sands had very good reservoir quality. The cored interval of the reservoir had good hydrocarbon shows. Pressure data showed a clear gas gradient with a distinct GOC at 2954 m (2912 m TVD MSL) and an oil gradient down to base of reservoir (Top Triassic) at 2977 m (2932.5 m TVD MSL). MDT samples of the oil leg indicated an oil-down-to (ODT) situation. The pressure data also showed approximately 40 bars of depletion, caused by the production on the Varg Field (Southern Segment).

  The interval between 2864 - 3000 m was cored in six cores, nearly the complete reservoir section and the upper part of Triassic. MDT fluid samples were taken throughout the reservoir at 2867.5 m, 2895 m, 2961 m, 2964.2 m, and 2972.5 m. Samples from the two deepest levels recovered variable proportions of water and oil, reflecting the lack of a clear oil-water contact (OWC) in the reservoir. This is interpreted as an effect of the pressure depletion due to the production on Varg. Apart from the sampled water, which was heavily mud contaminated, sampled fluids were considered representative for the reservoir.

  The well was permanently abandoned on 9 February 2001 as an oil and gas 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]
  1440.00	3085.00

• Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
  1	2864.0	2892.0	[m ]
  2	2892.0	2920.0	[m ]
  3	2920.0	2948.0	[m ]
  4	2948.0	2974.7	[m ]
  5	2976.0	2984.2	[m ]
  6	2986.0	2997.7	[m ]

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Total kjerneprøve lengde [m]	130.6

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

• Kjernebilder

  Kjernebilder

  2864-2869m	2869-2874m	2874-2879m	2879-2884m	2884-2889m
  2889-2894m	2894-2899m	2899-2904m	2904-2909m	2909-2914m
  2914-2919m	2919-2924m	2924-2929m	2929-2934m	2934-2939m
  2939-2944m	2944-2949m	2949-2954m	2954-2959m	2959-2964m
  2964-2969m	2969-2974m	2974-2980m	2980-2984m	2986-2991m
  2991-2996m	2996-2998m

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  113	NORDLAND GP
  1065	UTSIRA FM
  1245	HORDALAND GP
  2238	ROGALAND GP
  2238	BALDER FM
  2252	SELE FM
  2312	LISTA FM
  2420	VÅLE FM
  2445	SHETLAND GP
  2445	EKOFISK FM
  2450	TOR FM
  2558	HOD FM
  2651	BLODØKS FM
  2675	HIDRA FM
  2711	CROMER KNOLL GP
  2711	RØDBY FM
  2733	SOLA FM
  2774	RØDBY FM
  2793	VIKING GP
  2793	DRAUPNE FM
  2861	INTRA HEATHER FM SS
  2977	HEGRE GP
  2977	SKAGERRAK FM

• Spleisede logger

  Spleisede logger

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3391_15_12_12	pdf	0.42

• Geokjemisk informasjon

  Geokjemisk informasjon

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3391_1	pdf	2.20

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  3391_15_12_12_COMPLETION_LOG	.pdf	6.86
  3391_15_12_12_COMPLETION_REPORT	.pdf	3.69

• Logger

  Logger

  Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
  APS VSP CCL	2460	3040
  CMR ECS	2820	2983
  DP MDT	2964	2972
  DSI ECS HNGS	2200	2829
  FMI DSI CMR200	2182	2362
  MDT	2859	2937
  MDT	2895	3040
  MWD ADN RAB	2827	3084
  MWD CDR	113	1375
  MWD CDR CDN RAB	1366	2823

• 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	185.0	36	185.0	0.00	LOT
  SURF.COND.	20	599.0	26	605.0	0.00	LOT
  INTERM.	13 3/8	1377.0	17 1/2	1384.0	2.18	LOT
  INTERM.	9 5/8	2829.0	12 1/4	2836.0	0.00	LOT
  OPEN HOLE		3085.0	8 1/2	3035.0	0.00	LOT

• Boreslam

  Boreslam

  Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
  185	1.09			WATER BASED
  456	1.09			WATER BASED
  970	1.05			WATER BASED
  2110	1.35	20.0		WATER BASED
  2836	1.39	25.0		WATER BASED
  2841	1.35	23.0		WATER BASED
  3085	1.36	20.0		WATER BASED
  3088	1.36	19.0		WATER 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]
  3391_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22