Faktasider Oljedirektoratet

15/6-9 S

Eksport: 
  • Generell informasjon

    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht ODs retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    15/6-9 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 OD.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til OD.
    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 OD, 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 ODs retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    15/6-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST04M01 & inline 2886 & crossline 5000
    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.
    Statoil ASA (old)
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av OD.
    1135-L
    Boreinnretning
    ODs navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Bore dager
    Antall dager fra borestart til boreslutt. Første og siste dag er inkludert. Suspensjonsperioder er trukket fra. Dager brukt på forboring er ikke inkludert, disse finst som egne attributter der tilgjengelig.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.03.2007
    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.
    27.05.2007
    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.
    27.05.2009
    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.
    27.05.2009
    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
    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/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO.
    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 NPD bulletins for mer informasjon.
    MIOCENE
    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 NPD bulletins for mer informasjon.
    UTSIRA 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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    HUGIN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    48.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    113.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3940.0
    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).
    3910.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    14.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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° 35' 13.71'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 44' 34.87'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6494914.51
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    426920.01
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    ODs entydige nøkkel for brønnbanen.
    5494
  • Brønnhistorie

    General
    Well 15/6-9 S was drilled on the Ermintrude prospect east of the Dagny discovery and north of the Sleipner Vest field. The prospect is located in the South Viking Graben on the northernmost extension of the Sleipner Terrace, with the Utsira High immediately to the east. The primary objective was to prove hydrocarbons in the Hugin Formation and to acquire data to understand the reservoir characteristics and fluid distribution, and how the Ermintrude structure is connected to the Dagny discovery. Potential targets in the Sleipner and Skagerrak Formation were also investigated by this drilling.
    Operations and results
    Well 15/6-9 S was spudded with the jack-up installation West Epsilon on 29 March 2007 and drilled to TD at 3940 m in the Late Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled vertical down to 1050 m and continued in a slightly deviated S-shaped trajectory towards TD. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 277 m, with seawater and CMC EHV sweeps from 277 to 762 m, with a KCl/glycol/polymer mud from 762 to 2797 m, and with low-sulphate KCl/glycol/polymer mud from 2797 m to TD. No shallow gas was observed while drilling the 36" hole, 12 1/4" pilot hole or in the 24" hole opening run. However, 6.3% gas (98% Methane) was observed at top Utsira Formation, 39 m below the 20" casing shoe. MDT pressures and sampling confirmed a normally pressured gas accumulation.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, Jurassic, and Triassic age. The well penetrated the Hugin reservoir at 3741 m, slightly shallower than prognosed. Pressure points and fluid samples were taken with the MDT and a hydrocarbon discovery was proven in the Hugin Formation. The MDT results and wire line logs proved this to be light oil in an oil-down-to situation at ca 3790 m (3714 m TVD MSL). There were no shows or other hydrocarbon indications below 3790 m.
    One conventional core was cut at 3761.3 - 3811 m in the Hugin Formation. Shows on the core verified the oil-down-to contact at 3793 m. A total of 26 sidewall cores were drilled with the MSCT in Draupne, Heather, Hugin, Sleipner and Skagerrak Formation. High quality oil samples were acquired in the Hugin Formation at 3763 m and 3791 m. A water sample was taken at 3804 m in the Sleipner Formation. The quality of the water sample was low with 40% mud contamination measured at the rig site. In the Utsira Formation, gas samples were taken by dual packer MDT at 793 m.
    Well 15/6-9 S was plugged back to 2838 m in the 8 1/2" section on 26 May 2007. The well is classified as a gas and oil appraisal well. The geologic sidetrack 15/6-9 A was kicked off on the same day to prove communication with the Dagny discovery and to appraise gas above the oil-leg in the Hugin Formation.
    Testing
    No drill stem test was performed.
  • Borekaks i OD

    Borekaks i OD
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i OD
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    280.00
    3940.00
  • Borekjerner i OD

    Borekjerner i OD
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3761.3
    3810.7
    [m ]
    Borekjerner i OD
    Total kjerneprøve lengde [m]
    49.4
    Borekjerner i OD
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Litostratigrafi

  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT
    3758
    3851
    MDT
    3761
    3791
    MDT
    3763
    3804
    MSCT
    2899
    3940
    MWD - ARC VISION
    768
    2797
    MWD - DIR
    161
    2775
    MWD - GEO VISION SEISMIC
    2797
    3940
    PEX HRLA DSI ACTS ECRD
    2786
    3940
    VSP VSI-4
    800
    3940
  • 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
    268.0
    36
    275.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    753.0
    24
    768.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2786.0
    17 1/2
    2797.0
    1.60
    LOT
    OPEN HOLE
    3940.0
    8 1/2
    3940.0
    0.00
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    320
    1.05
    SPUD MUD
    610
    1.09
    SPUD MUD
    768
    1.12
    4.0
    KILL FLUID- SW/BENTONITE
    771
    1.12
    5.0
    KILL FLUID- SW/BENTONITE
    1158
    1.35
    17.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    1725
    1.35
    18.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    2744
    1.35
    21.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    2797
    1.35
    22.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    2883
    1.46
    13.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    3139
    1.46
    31.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    3489
    1.46
    30.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    3761
    1.46
    27.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    3763
    1.46
    35.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    3811
    1.46
    33.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
    3940
    1.46
    32.0
    KCL/POLYMER/GLYCOL
  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    PDF
    0.22