Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/5-7

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.
    15/5-7
    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.
    P&A
    Pressemelding
    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.
    15/5-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D Survey ST06M02.inline 1800& xline 660
    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.
    StatoilHydro ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1187-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    66
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.07.2008
    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.
    07.09.2008
    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.
    07.09.2010
    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.
    07.09.2010
    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
    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
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    119.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4037.0
    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).
    4031.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7
    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° 33' 22.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 39' 19.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6491564.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421754.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5842

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/5-7 was drilled on the Dagny Discovery in the southern Viking Graben area of the North Sea. The primary objective of the well was to prove an oil leg beneath the proven gas in the Dagny structure and establish hydrocarbon contacts. Further objectives were the hydrocarbon characteristics in the Hugin and Sleipner Formations and to test the permeability and productivity of the reservoir. The second objective was to collect a water sample in the Hugin Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 15/5-7 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 5 July 2008 and drilled to TD at 4037m in the Triassic Skagerrak Formation. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the 36" hole or the 17 1/2" hole. Operational problems included repairs of leakage in the BOP in the 17 1/2" section (close to 5 days NPT), directional deviation in the 8 1/2" section and loss of MDT tool in hole at final logging. The lost MDT was pushed to bottom before plugging back. The well was drilled with spud mud down to 1048 m and with KCl/polymer/Glycol (Glydril) mud from 1048 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous and Jurassic age. The well penetrated the Hugin Formation reservoir at 3821 m (3815.3 m TVD), 59.7 m TVD shallower than prognosed. The well proved oil down to base of the Hugin Formation and it was decided to sidetrack the well for data acquisition in the water zone, including formation water sampling. Based on pressure gradients recorded in 15/5-7 and in the later sidetrack 15/5-7 A, the OWC was estimated at 3923 m TVD RKB. The sandstones of the Hugin Formations had good oil shows, otherwise no oil shows were recorded in the well.
    Three cores were cut. The first core was cut in Hugin Formation, the second core covered the transition zones between the Hugin and Sleipner Formations and the third core was cut in the Sleipner Formation. MDT pressures were recorded in the oil bearing Hugin Formation and into the Sleipner Formation. MDT oil samples were taken at 3828.8 m, 3830.5 m (sampled during mini DST from 3830 - 3831 m), and at 3883 m (sampled during mini DST from 3882.2 - 3883.2 m).
    The open hole was plugged back to 3036 m and prepared for sidetracking (15/5-7 A). The bore hole was abandoned on 7 September 2008 as an oil appraisal.
    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]
    1045.00
    4037.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3826.0
    3880.5
    [m ]
    2
    3880.5
    3927.4
    [m ]
    3
    3927.4
    3940.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    114.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1105.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1125.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1145.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1175.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1195.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1215.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1245.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1265.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1285.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1305.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1325.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1345.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1365.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1385.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1405.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1425.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1445.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1465.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1485.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1505.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1525.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1545.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1565.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1585.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1605.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1625.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1645.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1665.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1685.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1705.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1725.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1745.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1765.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1785.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1805.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1825.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1845.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1865.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1885.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1905.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1925.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1945.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1965.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1985.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2005.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2025.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2045.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2065.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2085.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2595.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2605.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2615.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2625.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2635.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2645.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2655.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2669.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3666.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3672.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3681.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3687.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3693.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3699.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3705.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3711.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3720.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3729.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3735.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3741.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3747.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3753.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3756.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3762.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3768.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3774.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3780.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3786.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3792.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3798.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3804.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3810.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3816.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3835.6
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3843.3
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3844.5
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3845.2
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3867.3
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3870.2
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3873.4
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3881.4
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3882.9
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3891.3
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3894.9
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3895.5
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3900.0
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3904.2
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3907.2
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3910.1
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3914.7
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3917.0
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3917.5
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3918.9
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3919.2
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3925.4
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3926.2
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3927.5
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3929.5
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3933.2
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3937.7
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3938.8
    [m]
    CORE
    ICHRON
    3939.0
    [m]
    CORE
    ICHRON

  • 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
    0.00
    0.00
    OIL
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DP SAMPLE
    3828
    3883
    DSI FMI
    2250
    4000
    MDT
    3825
    4000
    MDT
    3830
    3830
    MDT MINIDST
    3830
    3830
    MDT MINIDST
    3882
    3882
    MWD - ARCVRES9 PP
    1045
    4037
    MWD - ARCVRES9-TELE
    192
    1045
    PEX HRLA
    2600
    4025
    VSP
    690
    4010

  • 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
    194.0
    36
    198.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1039.0
    26
    1048.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2657.0
    17 1/2
    2669.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    4037.0
    8 1/2
    4063.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    198
    1.03
    spud mud
    1048
    1.06
    spud mud
    2669
    1.35
    KCL/poly
    4037
    1.49
    KCL/poly

  • 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]
    pdf
    0.23