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

15/12-21

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.
    15/12-21
    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.
    P&A
    Pressemelding
    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
    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.
    15/12-21
    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.
    Talisman Energy Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1231-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.03.2009
    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.
    21.05.2009
    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.
    21.05.2011
    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.
    21.05.2011
    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.
    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.
    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.
    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
    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.
    LATE 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.
    SLEIPNER FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    42.1
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    86.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3310.0
    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).
    3310.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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.
    LATE 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° 13' 40.47'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 52' 56.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6454775.77
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434361.34
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6047

  • Brønnhistorie
    General
    The 15/12-21 Grevling well is located on the south-western margin of the Hidra High, approximately 18 km north of the Varg field in the southernmost part of the Viking Graben. The primary objective was to test the Middle Jurassic Hugin and Sleipner formations in a crestal position on the structure. The Triassic Skagerrak Formation was a secondary objective.
    Operations and results
    A 12 1/4" pilot hole was drilled to 1195 m to check for shallow gas. No shallow gas was encountered. Well 15/12-21 was spudded with the jack-up installation Mærsk Guardian on 15 March 2009 and drilled to TD at 3310 m in the Late Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled with Seawater and sweeps down to 221 m, with a water based KCl mud from 221 m to 1193 m, and with Carbosea oil based mud from 1193 m to TD.
    The top of the Hugin reservoir was encountered at 3031 m, 15m deeper than prognosis. The Sleipner Formation reservoir came in 21m shallow, at 3059 m, and top the Triassic 11 m shallow, at 3122 m. The Hugin, Sleipner and upper Skagerrak formations all proved to be oil bearing with a total pay of 67 m. No oil water contacts were encountered within the well. However, two vertical pressure barriers were interpreted; a top Sleipner coal at 3059 m (3017 m TVDSS), which separates the Hugin and Sleipner oil-bearing sandstones, and an intra-Triassic shale at 3164 m (3122 m TVDSS), which separates oil bearing Skagerrak sandstones above from water bearing Skagerrak sandstones below. No oil shows were recorded above reservoir level in the well. In the Triassic oil shows were seen down to 3179 m, 15 m below the oil-down to contact in the Skagerrak Formation.
    Two cores of a total of 88.26 m were cut. Core 1 was cut from 3047.50 m to 3081.70 m in the Hugin and Sleipner formations, and core 2 was cut from 3106.50 m to 3160.56 m in the Sleipner and Triassic Skagerrak formations. The Cores need to be depth shifted up 6.5 meters to match log data. RCI wire line fluid samples were taken in the Hugin Formation at 3034.5 m (oil), the Sleipner Formation at 3074.4 m (oil), and in the Skagerrak Formation at 3152 m (oil), 3186.8 m (water), and 3222 m (water).
    The well was permanently abandoned on 21 May 2009 as an oil discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed.
    In DST 1 the Sleipner/Skagerrak Formations were perforated in the interval 3099.6 to 3158.17 m. DST1 produced 124 Sm3 oil and 3617 Sm3 gas /day through a 20/64" choke in the main flow. The oil density was 0.861 g/cm3 and the GOR was 29 Sm3/Sm3. The gas gravity was 1.121 (air = 1) with 11 ppm H2S and 5.5% CO2. The bottom hole temperature recorded in DST1 was 120 deg C.
    In DST 2 the Hugin Formation was perforated in the interval 3030.24 to 3059.04 m. DST2 produced 75 Sm3 oil and 3563 Sm3 gas /day through a 20/64" choke in the main flow. The oil density was 0.861 g/cm3 and the GOR was 47 Sm3/Sm3.The gas gravity was 1.121 (air = 1) with 10 ppm H2S, and 9.0 % CO2. The bottom hole temperature recorded in DST2 was 117 deg C.
    No water was produced in the tests.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3310.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3054.0
    3088.2
    [m ]
    2
    3113.0
    3167.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    88.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    211.0
    36
    211.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1189.0
    17 1/2
    1192.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2966.0
    12 1/4
    2976.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    3309.0
    8 1/2
    3310.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3099
    3158
    8.0
    2.0
    3030
    3059
    8.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    27.000
    120
    2.0
    1.600
    26.000
    117
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    161
    3847
    24
    2.0
    90
    3003
    33

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR GEOWAVE
    1583
    3304
    HDIL XMAC DSL MRCH
    2960
    3304
    MREX ZN CN GR MRCH
    2960
    3304
    MWD LWD - DIR
    128
    2976
    MWD LWD - DIR RES GR PWD DDS
    221
    1195
    MWD LWD - GR RES NEU DEN DIR PWD
    2976
    3310
    RCI GR TTRM MRCH
    3034
    3282

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    221
    1.08
    14.0
    AQUADRILL
    490
    1.14
    12.0
    Aquadrill
    830
    1.15
    11.0
    Aquadrill
    1080
    1.17
    13.0
    Aquadrill
    1195
    1.16
    12.0
    Aquadrill
    1195
    1.17
    13.0
    AQUADRILL
    1195
    1.16
    13.0
    Aquadrill
    1196
    1.19
    13.0
    AQUADRILL
    1613
    1.47
    32.0
    Carbo-Sea
    2055
    1.42
    31.0
    CARBOSEA
    2211
    1.47
    30.0
    Carbo-Sea
    2618
    1.42
    31.0
    CARBOSEA
    3310
    1.47
    36.0
    Carbo-Sea
    3344
    1.42
    32.0
    CARBOSEA
    3702
    1.42
    34.0
    CARBOSEA

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2899.0
    [m]
    DC
    APT
    2905.0
    [m]
    DC
    APT
    2914.0
    [m]
    DC
    APT
    2923.0
    [m]
    DC
    APT
    2932.0
    [m]
    DC
    APT
    2944.0
    [m]
    DC
    APT
    2956.0
    [m]
    DC
    APT
    2962.0
    [m]
    DC
    APT
    2975.0
    [m]
    DC
    APT
    2985.0
    [m]
    DC
    APT
    2994.0
    [m]
    DC
    APT
    3006.0
    [m]
    DC
    APT
    3015.0
    [m]
    DC
    APT
    3024.0
    [m]
    DC
    APT
    3033.0
    [m]
    DC
    APT
    3042.0
    [m]
    DC
    APT
    3072.0
    [m]
    C
    APT
    3085.0
    [m]
    C
    APT
    3088.2
    [m]
    C
    APT
    3102.0
    [m]
    DC
    APT