Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/9-4

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.
    15/9-4
    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
    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
    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.
    15/9-4
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    213-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    72
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.04.1979
    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.
    14.06.1979
    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.
    14.06.1981
    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.
    08.04.2015
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    102.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3716.0
    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).
    3716.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    112
    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° 24' 0.26'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 47' 6.93'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6474041.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    428999.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    325

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-4 was drilled on in the southeastern part of the Sleipner Vest area in the Viking Graben of the North Sea. Previously four wells had been drilled on the Sleipner Alpha structure in the north. Two of these showed significant gas-condensate accumulations (15/6-3 and 15/9-1) in the middle Jurassic while in the western part of the Alpha structure the sand had shaled out (15/9-3). In the northeast, the sand was penetrated below the hydrocarbon/water contact (15/6-5). The first well drilled on the Beta prospect (15/9-2) showed a significant gas-condensate column in the middle Jurassic sand. The primary objective for well 15/9-4 was to test possible hydrocarbons in Middle Jurassic sandstones in the southeast extending Delta structure.
    Operations and results
    Well 15/9-4 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 4 April 1979 and drilled to TD at 3716 m in the Triassic Skagerrak Formation. Very few problems were encountered during drilling of this well, with the exception of lost circulation in the 26" interval. This problem was solved by pumping cement into the formation. The main problem arose only after drilling the 8 1/2” interval. The 7" liner was run and cemented sucessfully. When pressure was applied in order to test the liner lap, the 9 5/8" casing burst. The well was drilled with spud mud down to 415 m and with gel/lignosulphonate mud from 402 m to TD.
    Top of the Middle Jurassic Vestland Group, Hugin Formation was penetrated at 3441 m. The section contained sandstones with good reservoir properties interbedded with some thin shale beds. The sandstones were hydrocarbon bearing with a gas-water contact at ca 3570 m, 7 m into the Sleipner Formation. Weak oil shows were described throughout the hydrocarbon-bearing reservoir down to 3582 m. Shows were not described in any other section of the well. The Triassic Skagerrak Formation was encountered at 3629 m with some small water bearing sand intervals.
    Nine cores were cut in the interval 3457 to 3594.8 m in the Hugin and Sleipner formations. The core-log depth shift is reported as -2.5 m for all cores. Overall recovery was 132.1 m core (98.2%). An RFT fluid sample was taken at 3481 m. It contained gas, condensate, mud and water.
    The well was permanently abandoned on 14 June 1979 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    The well was not production tested, due to technical problems.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    180.00
    3704.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3457.0
    3475.2
    [m ]
    2
    3457.3
    3493.1
    [m ]
    3
    3493.1
    3510.9
    [m ]
    4
    3510.9
    3528.8
    [m ]
    5
    3528.9
    3544.2
    [m ]
    6
    3544.2
    3556.0
    [m ]
    7
    3557.0
    3566.7
    [m ]
    8
    3569.0
    3584.8
    [m ]
    9
    3587.0
    3594.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    150.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3457-3459m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3462m
    Kjerne bilde med dybde: 3462-3465m
    Kjerne bilde med dybde: 3465-3467m
    Kjerne bilde med dybde: 3467-3470m
    3457-3459m
    3459-3462m
    3462-3465m
    3465-3467m
    3467-3470m
    Kjerne bilde med dybde: 3470-3473m
    Kjerne bilde med dybde: 3473-3475m
    Kjerne bilde med dybde: 3475-3478m
    Kjerne bilde med dybde: 3478-3480m
    Kjerne bilde med dybde: 3480-3483m
    3470-3473m
    3473-3475m
    3475-3478m
    3478-3480m
    3480-3483m
    Kjerne bilde med dybde: 3483-3486m
    Kjerne bilde med dybde: 3486-3488m
    Kjerne bilde med dybde: 3488-3491m
    Kjerne bilde med dybde: 3491-3493m
    Kjerne bilde med dybde: 3493-3495m
    3483-3486m
    3486-3488m
    3488-3491m
    3491-3493m
    3493-3495m
    Kjerne bilde med dybde: 3495-3498m
    Kjerne bilde med dybde: 3498-3501m
    Kjerne bilde med dybde: 3501-3503m
    Kjerne bilde med dybde: 3503-3506m
    Kjerne bilde med dybde: 3506-3509m
    3495-3498m
    3498-3501m
    3501-3503m
    3503-3506m
    3506-3509m
    Kjerne bilde med dybde: 3510-3513m
    Kjerne bilde med dybde: 3513-3516m
    Kjerne bilde med dybde: 3516-3519m
    Kjerne bilde med dybde: 3519-3521m
    Kjerne bilde med dybde: 3521-3524m
    3510-3513m
    3513-3516m
    3516-3519m
    3519-3521m
    3521-3524m
    Kjerne bilde med dybde: 3524-3527m
    Kjerne bilde med dybde: 3528-3531m
    Kjerne bilde med dybde: 3531-3534m
    Kjerne bilde med dybde: 3534-3537m
    Kjerne bilde med dybde: 3539-3542m
    3524-3527m
    3528-3531m
    3531-3534m
    3534-3537m
    3539-3542m
    Kjerne bilde med dybde: 3542-3544m
    Kjerne bilde med dybde: 3537-3539m
    Kjerne bilde med dybde: 3544-3546m
    Kjerne bilde med dybde: 3546-3549m
    Kjerne bilde med dybde: 3549-3552m
    3542-3544m
    3537-3539m
    3544-3546m
    3546-3549m
    3549-3552m
    Kjerne bilde med dybde: 3552-3555m
    Kjerne bilde med dybde: 3555-3556m
    Kjerne bilde med dybde: 3557-3559m
    Kjerne bilde med dybde: 3559-3561m
    Kjerne bilde med dybde: 3561-3564m
    3552-3555m
    3555-3556m
    3557-3559m
    3559-3561m
    3561-3564m
    Kjerne bilde med dybde: 3564-3566m
    Kjerne bilde med dybde: 3566-3567m
    Kjerne bilde med dybde: 3569-3571m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3576m
    Kjerne bilde med dybde: 3576-3578m
    3564-3566m
    3566-3567m
    3569-3571m
    3573-3576m
    3576-3578m
    Kjerne bilde med dybde: 3578-3581m
    Kjerne bilde med dybde: 3581-3583m
    Kjerne bilde med dybde: 3583-3584m
    Kjerne bilde med dybde: 3587-3589m
    Kjerne bilde med dybde: 3589-3591m
    3578-3581m
    3581-3583m
    3583-3584m
    3587-3589m
    3589-3591m
    Kjerne bilde med dybde: 3591-3594m
    Kjerne bilde med dybde: 3594-3595m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3591-3594m
    3594-3595m

  • 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
    165.0
    36
    166.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    402.0
    26
    415.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1403.0
    17 1/2
    1420.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3206.0
    12 1/4
    3220.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3710.0
    8 1/2
    3726.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    150
    1399
    CBL VDL
    1359
    3664
    DLL MSFL
    3202
    3711
    FDC CNL CAL GR
    400
    3711
    HDT
    3202
    3711
    ISF SON GR SP
    411
    3709
    RFT
    3203
    0
    VELOCITY
    620
    3705

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    26.48

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.11
    pdf
    0.25

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    832
    1.12
    42.0
    waterbased
    1376
    1.20
    41.0
    waterbased
    1420
    1.30
    37.0
    waterbased
    1867
    1.35
    47.0
    waterbased
    3473
    1.40
    53.0
    waterbased
    3691
    1.38
    44.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2435.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2498.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2522.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2555.0
    [m]
    DC
    RRI
    2573.0
    [m]
    DC
    RRI
    2588.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2615.0
    [m]
    DC
    RRI
    2624.0
    [m]
    DC
    RRI
    2645.0
    [m]
    DC
    RRI
    2654.0
    [m]
    DC
    RRI
    2663.0
    [m]
    DC
    RRI
    2675.0
    [m]
    DC
    RRI
    2684.0
    [m]
    DC
    RRI
    2693.0
    [m]
    DC
    RRI
    2726.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2768.0
    [m]
    DC
    RRI
    2771.0
    [m]
    DC
    RRI
    3248.0
    [m]
    DC
    3278.0
    [m]
    DC
    3308.0
    [m]
    DC
    3338.0
    [m]
    DC
    3368.0
    [m]
    DC
    3398.0
    [m]
    DC
    3428.0
    [m]
    DC
    3430.0
    [m]
    SWC
    3433.0
    [m]
    SWC
    3440.0
    [m]
    SWC
    3458.0
    [m]
    DC
    3472.0
    [m]
    C
    3477.0
    [m]
    C
    3480.0
    [m]
    C
    3481.0
    [m]
    C
    3491.5
    [m]
    C
    3493.0
    [m]
    C
    3494.0
    [m]
    DC
    3495.0
    [m]
    C
    3506.0
    [m]
    C
    3524.0
    [m]
    DC
    3531.0
    [m]
    C
    3531.6
    [m]
    C
    3532.0
    [m]
    C
    3545.6
    [m]
    C
    3547.0
    [m]
    C
    3555.0
    [m]
    C
    3562.5
    [m]
    C
    3566.6
    [m]
    C
    3570.0
    [m]
    C
    3583.0
    [m]
    C
    3584.0
    [m]
    C
    3584.0
    [m]
    DC
    3588.0
    [m]
    C
    3591.0
    [m]
    C
    3593.0
    [m]
    C
    3594.0
    [m]
    C
    3599.0
    [m]
    SWC
    3599.0
    [m]
    SWC
    3603.0
    [m]
    SWC
    3606.0
    [m]
    SWC
    3614.0
    [m]
    DC
    3644.0
    [m]
    DC
    3653.0
    [m]
    SWC
    3674.0
    [m]
    DC
    3685.0
    [m]
    SWC
    3698.0
    [m]
    SWC
    3701.0
    [m]
    DC
    3703.0
    [m]
    SWC