Brønnbane: 15/12-16 S - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	15/12-16 S
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.	RE-CLASS TO DEV
Pressemelding	lenke
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	lenke
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.	15/12-16
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.	Talisman Energy Norge AS
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	1107-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	MÆRSK GIANT
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	54
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	06.02.2006
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.	31.03.2006
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.	31.03.2008
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.	15.08.2008
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
Reklassifisert til brønnbane	15/12-C-2 H
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.	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
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	40.0
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").	2961.0
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).	2897.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	28.6
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	123
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' 40.39'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	1° 55' 27.97'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6432466.91
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	436472.19
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	5271

Well 15/12-16 S was drilled to appraise the Varg Field in the Southern Viking Graben area of the North Sea. Three wells had been drilled on the field, 15/12-12 and 15/12-13 B (gas condensate) and one dry well 15/12-13. Well 15/12-13 A failed while in the Rogaland Formation. These 3 wells delineate the Western Flank of the field, while 15/12-16 S should seek to add proven reserves in the central panel.

The primary objective for the well was to produce gas condensate from the Oxfordian reservoir in the central panel and to determine by DST whether surrounding faults form barriers to production. Secondary objectives were to acquire reservoir pressure data, formation depths, cuttings, log and drill data for reservoir description and reservoir performance prediction.

Operations and results

Well 15/12-16 S was spudded with the jack-up installation Mærsk Giant on 6 February 2006 and drilled to TD at 2961 m, 47 m into the Triassic Skagerrak Formation. No major drilling problems or incidents occurred during the drilling of the well. The 8 ½" section was drilled in one bit run. The well was drilled with seawater and KCl/polymer down to 1319 m, with Performadril WBM from 1319 m to 2835 m, and with Baradril-N WBM from 2835 m to TD.

The well encountered the top reservoir Oxfordian sandstone at 2836 m (2787 m TVD RKB), 70 m high to prognosis and encountered a reservoir section thinner than predicted (83 m MD vs. 130 m). Preliminary interpretation indicated that the top of the reservoir section was faulted out and that RZ2 is very condensed. Reservoir quality was slightly poorer than was predicted with low porosities in the lower part but is still good. Logs and MDT pressure data showed the reservoir was gas filled but no definite gas-water contact was defined.

Dull yellow/gold mineral fluorescence, poor slow white cuts and poor crush cuts were noted on the cuttings in top of the Tor Formation. In the gas filled Oxfordian sandstone dull blue white slow cloudy cut fluorescence was observed, no direct fluorescence. Otherwise there were no shows reported from the well.

No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.

The well was suspended on 31 March 2006 as a Varg South gas producer.

Testing

The well was completed with a 7" liner across the reservoir and perforated at intervals 2850 m to 2884 m for testing. An extended testing program was carried out, with the main flow period flowing at a steady rate of 1190000 Sm3 gas/day through a 72/64" choke. The average condensate-gas ratio was 49.7 bbl/MMSCF corresponding to a GOR of ca 3600 Sm3/Sm3. Sampling results gave a condensate gravity of 52.3 deg API, a gas gravity of 0.692 with 2ppm H2S and 2 % CO2.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
220.00	2961.00

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	187.0	36	191.0	0.00	LOT
SURF.COND.	13 3/8	1312.0	17 1/2	1319.0	1.80	LOT
INTERM.	9 5/8	2826.0	12 1/4	2835.0	1.20	LOT
LINER	7	2955.0	8 1/2	2961.0	0.00	LOT

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	2850	2884	28.6

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	332	1190000		0.692	3600

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
AIT DSI GR	187	2962
LDL APS	2414	2961
MDT	2840	2949
MWD	2495	3019
MWD LWD - EWR GR PWD DM GYRO	187	1319
MWD LWD - GR RES DIR PWD	1319	1365
MWD LWD - GR RES DIR PWD ABG	1365	2835
MWD LWD - GR RES PWD	2835	2961
VSP (CSI)	2025	2950

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
127	NORDLAND GP
1192	UTSIRA FM
1259	HORDALAND GP
2259	ROGALAND GP
2259	BALDER FM
2268	SELE FM
2325	LISTA FM
2435	MAUREEN FM
2447	SHETLAND GP
2447	EKOFISK FM
2455	TOR FM
2581	HOD FM
2675	BLODØKS FM
2683	HIDRA FM
2693	CROMER KNOLL GP
2715	SOLA FM
2782	ÅSGARD FM
2802	VIKING GP
2802	DRAUPNE FM
2834	HEATHER FM
2914	NO GROUP DEFINED
2914	SKAGERRAK FM

Boreslam

Boreslam
Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
1.10	80.0	WATER BASED
1.50		WATER BASED
1.50		WATER BASED
1.50		WATER BASED
1.03		OTHER
1.50		WATER BASED

15/12-16 S