Faktasider Oljedirektoratet

15/6-11 A

Eksport: 
  • Generell informasjon

    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht ODs retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    15/6-11 A
    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.
    15/6-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D LINE st0730z09 INLINE 1460 & TRACE 1480
    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 Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av OD.
    1336-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.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.12.2010
    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.
    13.03.2011
    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.
    13.03.2013
    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.
    13.03.2013
    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
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    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 NPD bulletins for mer informasjon.
    HUGIN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    116.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4305.0
    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).
    3853.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    42
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    121
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 34' 8.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 42' 10.61'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6492945.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    424551.53
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    ODs entydige nøkkel for brønnbanen.
    6526
  • Brønnhistorie

    General
    Well 15/6-11 A was drilled to appraise the 15/5-1 Dagny Discovery in the South-eastern end of the Viking Graben. The north-eastern extension of this structure, the Ermintrude Segment, was tested in 2007 by well 15/6-9 S and side tracks 15/6-9 A&B, which proved oil and gas in a down-to situation in the Hugin Formation, and in communication with the Dagny Discovery. Well 15/6-11-A was drilled on the western part of the Ermintrude structure, on the saddle point between the main Dagny segment and the Ermintrude Segment. The main objective was thus to delimit and test the extension of the hydrocarbon-bearings sands in Hugin Formation of the Dagny Discovery. If hydrocarbons were confirmed a drill stem test would be conducted.
    Operations and results
    Appraisal well 15/6-11 A was sidetracked from the primary well 15/6-11 S on 26 December 2010. Kick-off point was 1981 m. The well was drilled with the semi-submersible installation Ocean Vanguard to TD at 4305 m (3853 m TVD) in the Early Jurassic Statfjord Formation. No significant problems were encountered in the operations. The sidetrack well was drilled with XP-07 14A oil based mud from kick-off to TD.
    The target reservoir sandstones of the Hugin Formation were encountered at 4121 m (3708.5 m TVD), 12.5 m deeper than prognosis. The Hugin Formation was found to be heterolithic siltstone/sandstone at the top but grading to better sand quality with depth. Good sandstones with high gas values and hydrocarbon shows were encountered 4138 m. Both the core and the logs showed presence of hydrocarbons in the Hugin Formation with OWC at 4167 m (3745 m TVD). There were shows indications also in sands in the Sleipner Formation and in the Statfjord Formation towards TD of the well.
    A core was cut from 4148 m to 4179 m. The core shift relative to the logs was found to be close to + 2.3 m for the whole core. MDT wire line fluid samples were taken at 4148 m (oil and gas), and at 2597.7 m (water).
    The well was permanently abandoned on 13 March 2011 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    A drill stem test was conducted from perforations at 4137.8 m to 4158.5 m in the gas/condensate bearing zone of the Hugin Formation. The test produced 120 Sm3 oil and 220000 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. The GOR was 1830 Sm3/Sm3. The bottom hole temperature at reference depth was 118 deg C.
  • Borekaks i OD

    Borekaks i OD
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i OD
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1990.00
    4305.20
  • Borekjerner i OD

    Borekjerner i OD
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4148.0
    4181.0
    [m ]
    Borekjerner i OD
    Total kjerneprøve lengde [m]
    33.0
    Borekjerner i OD
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Palynologiske preparater i OD

    Palynologiske preparater i OD
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3965.0
    [m]
    DC
    3970.0
    [m]
    DC
    3975.0
    [m]
    DC
    3980.0
    [m]
    DC
    3985.0
    [m]
    DC
    3990.0
    [m]
    DC
    3995.0
    [m]
    DC
    4000.0
    [m]
    DC
    4006.0
    [m]
    DC
    4012.0
    [m]
    DC
    4018.0
    [m]
    DC
    4024.0
    [m]
    DC
    4030.0
    [m]
    DC
    4036.0
    [m]
    DC
    4042.0
    [m]
    DC
    4048.0
    [m]
    DC
    4054.0
    [m]
    DC
    4060.0
    [m]
    DC
    4066.0
    [m]
    DC
    4072.0
    [m]
    DC
    4078.0
    [m]
    DC
    4084.0
    [m]
    DC
    4090.0
    [m]
    DC
    4096.0
    [m]
    DC
    4102.0
    [m]
    DC
    4105.0
    [m]
    DC
    4108.0
    [m]
    DC
    4114.0
    [m]
    DC
    4117.0
    [m]
    DC
    4120.0
    [m]
    DC
    4123.0
    [m]
    DC
    4126.0
    [m]
    DC
    4129.0
    [m]
    DC
    4132.0
    [m]
    DC
    4135.0
    [m]
    DC
    4138.0
    [m]
    DC
    4141.0
    [m]
    DC
    4144.0
    [m]
    DC
    4147.0
    [m]
    DC
    4148.0
    [m]
    C
    4150.0
    [m]
    DC
    4151.7
    [m]
    C
    4153.0
    [m]
    DC
    4156.0
    [m]
    DC
    4156.2
    [m]
    C
    4159.0
    [m]
    DC
    4159.5
    [m]
    C
    4162.0
    [m]
    DC
    4163.1
    [m]
    C
    4163.9
    [m]
    C
    4165.0
    [m]
    DC
    4165.6
    [m]
    C
    4168.0
    [m]
    DC
    4171.0
    [m]
    DC
    4171.7
    [m]
    C
    4174.0
    [m]
    DC
    4174.6
    [m]
    C
    4177.0
    [m]
    DC
    4178.0
    [m]
    C
    4179.1
    [m]
    C
    4180.0
    [m]
    DC
    4183.0
    [m]
    DC
    4186.0
    [m]
    DC
    4189.0
    [m]
    DC
    4192.0
    [m]
    DC
    4195.0
    [m]
    DC
    4198.0
    [m]
    DC
    4207.0
    [m]
    DC
    4213.0
    [m]
    DC
    4219.0
    [m]
    DC
    4225.0
    [m]
    DC
    4231.0
    [m]
    DC
    4237.0
    [m]
    DC
    4243.0
    [m]
    DC
    4249.0
    [m]
    DC
    4255.0
    [m]
    DC
    4261.0
    [m]
    DC
    4267.0
    [m]
    DC
    4273.0
    [m]
    DC
    4279.0
    [m]
    DC
    4285.0
    [m]
    DC
    4291.0
    [m]
    DC
    4297.0
    [m]
    DC
    4303.0
    [m]
    DC
    4305.0
    [m]
    DC
  • Oljeprøver i OD

    Oljeprøver i OD
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    4158.00
    4139.58
    OIL
    25.02.2011 - 19:40
    YES
  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)

    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4148
    4180
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    22.000
    118
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    120
    220000
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD LWD - ARCRES8 TELE
    4010
    4148
    MWD LWD - ARCVRES8 TELE
    1989
    4003
    MWD LWD - GVR ARC6 TELE
    4010
    4305
  • 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
    LINER
    9 5/8
    4002.0
    12 1/4
    4006.0
    2.13
    LOT
    LINER
    7
    4304.0
    8 1/2
    4305.0
    0.00
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    420
    1.39
    28.0
    Spud Mud
    1950
    1.49
    13.0
    XP-07 - #14
    2244
    1.39
    28.0
    XP-07 - #14
    2631
    1.40
    23.0
    XP-07 - #14
    2902
    1.39
    25.0
    XP-07 - #14
    3042
    1.40
    28.0
    XP-07 - #14
    3117
    1.40
    24.0
    XP-07 - #14
    3390
    1.42
    27.0
    XP-07 - #14
    3430
    1.43
    23.0
    XP-07 - #14
    3477
    1.45
    24.0
    XP-07 - #14
    3549
    1.48
    26.0
    XP-07 - #14
    4003
    1.50
    29.0
    XP-07 - #14
    4003
    1.50
    25.0
    XP-07 - #14
    4028
    1.50
    28.0
    XP-07 - #14
    4076
    1.50
    30.0
    XP-07 - #14
    4174
    1.50
    34.0
    XP-07 - #14
    4180
    1.51
    31.0
    XP-07 - #14
    4305
    1.52
    30.0
    XP-07 - #14
    4305
    1.50
    27.0
    XP-07 - #14
    4305
    1.50
    26.0
    XP-07 - #14
    4305
    1.52
    31.0
    XP-07 - #14
    4305
    1.50
    32.0
    XP-07 - #14
  • 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
    0.23