15/3-12 S
Eksport: 
PDF
PDF-
Generell informasjon
Generell informasjon Attributt Verdi Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.15/3-12 SType Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)EXPLORATIONFormål 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).WILDCATStatus 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.
PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
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.
ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
P&APressemeldingFaktakart i nytt vinduHovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.NORTH SEAFunn 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.15/3-12Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.PGS16M04-PGS16910VIKBoreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.Equinor Energy ASBoretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.1797-LUtvinningstill. ved brønnhodeposisjon Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).Utvinningstill. for boremål Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.49Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.03.12.2019Boreslutt 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.20.01.2020Plugget dato Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).20.01.2020Frigitt 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.20.01.2022Publiseringsdato 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.08.08.2022Opprinnelig 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.WILDCATGjenåpnet 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).NOInnhold 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.OILFunnbrønnbane 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.YES1. 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 JURASSIC1. 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 FMAvstand, boredekk – midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).38.6Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.109.0Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").3810.0Totalt 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).3691.0Eldste 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 JURASSICEldste 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 FMGeodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.ED50NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.58° 46' 53.25'' NØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.1° 54' 13.44'' ENS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.6516386.03ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.436616.94UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.31NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.8947 -
Brønnhistorie
GeneralWell 15/3-12 S was drilled to test the Sigrun East Hugin prospect on the Gudrun Terrace in the North Sea. The primary and secondary exploration targets for wildcat well 15/3-12 S were to prove petroleum in Middle Jurassic Hugin Formation reservoir rocks.Operations and resultsWildcat well 15/3-12 S was spudded with the semi-submersible installation West Phoenix on 3 December 2019 and drilled to TD at 3810 m (3691 m TVD) m in the Middle Jurassic Sleipner Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1010 m, with Glydril mud from 1010 m to 2374 m, and with Exploradrill oil-based mud from 2374 m to TD.The well encountered three separate oil-filled reservoir zones from 3647 to 3660 m, 3680 to 3683 m, and 3703 to 3733 m in the Hugin Formation. The three zones lie on different pressure gradients. The reservoir zones mainly have moderate reservoir quality. The oil/water contacts were not penetrated in the well. Oil shows in the well were observed only in the Hugin Formation between 3652 to 3729 m.Two cores were cut with 100% recovery in the Hugin and Sleipner formations. Core 1 was cut from 3652 to 3706 m and core 2 was cut from 3706 to 3760 m. The core-log depth shifts are 1.9 m for core 1 and 1.7 m for core 2. MDT fluid samples were taken at 3647.5 m (oil), 3681.1 m (oil), 3698 m (water), and 3704.2 m (oil).The well was permanently abandoned on 14 January 2020 as an oil discovery.TestingNo drill stem test was performed. -
Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks i Sokkeldirektoratet Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?YESBorekaks i Sokkeldirektoratet Borekaksprøve, topp dybde [m]Borekaksprøve, bunn dybde [m]1020.003809.00 -
Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerneprøve nummerKjerneprøve – topp dybdeKjerneprøve – bunn dybdeKjerneprøve dybde – enhet13652.03705.9[m ]23706.03760.3[m ]Borekjerner i Sokkeldirektoratet Total kjerneprøve lengde [m]108.2Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?YES -
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet Prøve dybdeDybde enhetPrøve typeLaboratorie1030.0[m]DCPETROSTR1060.0[m]DCPETROSTR1090.0[m]DCPETROSTR1120.0[m]DCPETROSTR1150.0[m]DCPETROSTR1180.0[m]DCPETROSTR1210.0[m]DCPETROSTR1240.0[m]DCPETROSTR1270.0[m]DCPETROSTR1330.0[m]DCPETROSTR1360.0[m]DCPETROSTR1390.0[m]DCPETROSTR1420.0[m]DCPETROSTR1450.0[m]DCPETROSTR1480.0[m]DCPETROSTR1510.0[m]DCPETROSTR1540.0[m]DCPETROSTR1570.0[m]DCPETROSTR1600.0[m]DCPETROSTR1630.0[m]DCPETROSTR1660.0[m]DCPETROSTR1690.0[m]DCPETROSTR1720.0[m]DCPETROSTR1750.0[m]DCPETROSTR1780.0[m]DCPETROSTR1810.0[m]DCPETROSTR1840.0[m]DCPETROSTR1870.0[m]DCPETROSTR1900.0[m]DCPETROSTR1930.0[m]DCPETROSTR1960.0[m]DCPETROSTR1990.0[m]DCPETROSTR2020.0[m]DCPETROSTR2050.0[m]DCPETROSTR2080.0[m]DCPETROSTR2110.0[m]DCPETROSTR2140.0[m]DCPETROSTR2170.0[m]DCPETROSTR2200.0[m]DCPETROSTR2230.0[m]DCPETROSTR2260.0[m]DCPETROSTR2270.0[m]DCPETROSTR2280.0[m]DCPETROSTR2290.0[m]DCPETROSTR2300.0[m]DCPETROSTR2310.0[m]DCPETROSTR2320.0[m]DCPETROSTR2330.0[m]DCPETROSTR2340.0[m]DCPETROSTR2350.0[m]DCPETROSTR2360.0[m]DCPETROSTR2370.0[m]DCPETROSTR2374.0[m]DCPETROSTR2380.0[m]DCPETROSTR2390.0[m]DCPETROSTR2400.0[m]DCPETROSTR2410.0[m]DCPETROSTR2420.0[m]DCPETROSTR2430.0[m]DCPETROSTR2440.0[m]DCPETROSTR2450.0[m]DCPETROSTR2460.0[m]DCPETROSTR2470.0[m]DCPETROSTR2480.0[m]DCPETROSTR2490.0[m]DCPETROSTR2500.0[m]DCPETROSTR2510.0[m]DCPETROSTR2520.0[m]DCPETROSTR2530.0[m]DCPETROSTR2540.0[m]DCPETROSTR2550.0[m]DCPETROSTR2560.0[m]DCPETROSTR2570.0[m]DCPETROSTR2580.0[m]DCPETROSTR2590.0[m]DCPETROSTR2600.0[m]DCPETROSTR2610.0[m]DCPETROSTR2620.0[m]DCPETROSTR2630.0[m]DCPETROSTR2640.0[m]DCPETROSTR2650.0[m]DCPETROSTR2660.0[m]DCPETROSTR2670.0[m]DCPETROSTR2680.0[m]DCPETROSTR2690.0[m]DCPETROSTR2700.0[m]DCPETROSTR2710.0[m]DCPETROSTR2720.0[m]DCPETROSTR2730.0[m]DCPETROSTR2740.0[m]DCPETROSTR2750.0[m]DCPETROSTR2760.0[m]DCPETROSTR2770.0[m]DCPETROSTR2780.0[m]DCPETROSTR2790.0[m]DCPETROSTR2800.0[m]DCPETROSTR2830.0[m]DCPETROSTR2860.0[m]DCPETROSTR2890.0[m]DCPETROSTR2920.0[m]DCPETROSTR2980.0[m]DCPETROSTR3010.0[m]DCPETROSTR3040.0[m]DCPETROSTR3070.0[m]DCPETROSTR3100.0[m]DCPETROSTR3130.0[m]DCPETROSTR3160.0[m]DCPETROSTR3190.0[m]DCPETROSTR3220.0[m]DCPETROSTR3250.0[m]DCPETROSTR3280.0[m]DCPETROSTR3310.0[m]DCPETROSTR3340.0[m]DCPETROSTR3370.0[m]DCPETROSTR3400.0[m]DCPETROSTR3420.0[m]DCPETROSTR3430.0[m]DCPETROSTR3440.0[m]DCPETROSTR3450.0[m]DCPETROSTR3460.0[m]DCPETROSTR3470.0[m]DCPETROSTR3480.0[m]DCPETROSTR3490.0[m]DCPETROSTR3496.0[m]DCPETROSTR3509.0[m]DCPETROSTR3515.0[m]DCPETROSTR3521.0[m]DCPETROSTR3527.0[m]DCPETROSTR3533.0[m]DCPETROSTR3539.0[m]DCPETROSTR3545.0[m]DCPETROSTR3551.0[m]DCPETROSTR3557.0[m]DCPETROSTR3563.0[m]DCPETROSTR3572.0[m]DCPETROSTR3575.0[m]DCPETROSTR3581.0[m]DCPETROSTR3587.0[m]DCPETROSTR3593.0[m]DCPETROSTR3599.0[m]DCPETROSTR3602.0[m]DCPETROSTR3605.0[m]DCPETROSTR3611.0[m]DCPETROSTR -
Litostratigrafi
Litostratigrafi Topp Dyb [mMD RKB]Litostrat. enhet14873696611691726225422652265234424082531266326732769280130343133334033533428342834733512357335733603364736473749 -
Logger
Logger Type loggTopp dyp for logg [m]Bunn dyp for logg [m]AIT PEX HNGS XPT34943810MDT36473647MDT36813720MWD - GR RES APWD DI1983760MWD - GR RES SON APWD DI23743496SS QGEO33003810XPT CMR35003810 -
Foringsrør og formasjonsstyrketester
Foringsrør og formasjonsstyrketester Type utforingUtforing diam.
[tommer]Utforing dybde
[m]Brønnbane diam.
[tommer]Brønnbane dyp
[m]LOT/FIT slam eqv.
[g/cm3]Type formasjonstestCONDUCTOR36196.042196.00.00SURF.COND.201003.0261003.01.55FITINTERM.142365.017 1/22365.01.65LOTLINER9 7/83495.012 1/43495.01.99LOTLINER9 7/83605.012 1/43605.01.90FITOPEN HOLE3810.08 1/23810.00.00
