Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/1-2

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.
    6406/1-2
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN 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.
    6406/1-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NA01 M2 - 3D inline 2386-xline1600
    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.
    Norsk Agip AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1064-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    71
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.06.2003
    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.
    04.09.2003
    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.
    04.09.2005
    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.
    29.12.2005
    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.
    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.
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    LANGE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    383.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4500.0
    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).
    4492.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    164
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 55' 32.23'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 7' 55.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7203419.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    364414.82
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4762

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/1-2 was drilled on the Sklinna prospect in the Norwegian Sea ca 10 km west of the Kristin Field. The Sklinna prospect is a faulted structural closure within a huge structure at Base Cretaceous level on the Sklinna High. The area closure was about 60 km2; crestal depth at ca 4160 m msl, and structural relief of more than 600 m. Structural closure was observed on all levels from The Lysing Fm and deeper. Therefore all possible reservoir levels like the Lysing and Lange sandstones were possible targets, but the primary target was the hydrocarbon potential in the Early Jurassic sandstone reservoirs of the Båt Group.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/1-2 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 26 June 2003 and drilled to TD at 4500 m in the Triassic Red Beds. The well was drilled with seawater/ high viscous sweeps with seawater/PAC spud mud down to 1205 m, with a water based silicate mud (Sildril) from 1205 m to 2415 m, and with Versapro oil based mud from 2415 m to TD. In addition to Versapro, Versatrol, VersaVert, and EDC99-ESCAID were used in intervals in the oil-based section. No shallow gas was observed.
    No significant sand development was encountered above the Lange Formation. The well encountered Hydrocarbon bearing sandstone of Turonian age in the Lower Lange Formation from 4163 m - 4185 m (4157 - 4181 m TVD). The Early Jurassic Båt group was not present in the well as the Early Cretaceous rested unconformably on Triassic sediments. The reservoir hydrocarbon samples taken at 4178 m were all found to have more than 90 % mud contamination. A number of different petroleum-like products were used in the oil-based drilling mud, including Versatrol, which is a trade name for Gilsonite, a natural petroleum asphalt. Due to this strong contamination the PVT program was reduced and of all the geochemical analyses only the optical analyses (e.g. vitrinite reflectance), the gases and the light hydrocarbons were unaffected. The well was found to be immature down to about 3000 m. The lean Cretaceous and Triassic sediments below this depth had relatively poor source rock potential. The chemical and isotopic composition of the gas and light hydrocarbons in the reservoir indicated a high-mature situation. Comparison with other data from the area indicated that the gasses had an affinity to the Spekk Formation, while the light hydrocarbons had some characteristics pointing to the Åre Formation. The heavier hydrocarbons (the oil) were masked by the oil-based mud and could not be characterized. Neither the Åre nor the Spekk Formations are present in the well.
    No conventional core was taken in the well. Fifteen sidewall cores were retrieved out of 25 attempts. Due to tight hole and cemented formation MDT pressure test and sampling was only successful at 4178 m. Seven samples were taken, 4 MPSR, 2 SPMC and one gallon sample. Gas, condensate and mud filtrate was sampled, no formation water was observed. All samples were strongly contaminated by oil-based mud.
    The well was permanently abandoned on 4 September 2003 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1210.00
    4500.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3350.0
    [m]
    DC
    OD
    3360.0
    [m]
    DC
    OD
    3370.0
    [m]
    DC
    OD
    3380.0
    [m]
    DC
    OD
    3395.0
    [m]
    DC
    OD
    3400.0
    [m]
    DC
    OD
    3462.0
    [m]
    DC
    OD
    3471.0
    [m]
    DC
    OD
    3483.0
    [m]
    DC
    OD
    3495.0
    [m]
    DC
    OD
    3501.0
    [m]
    DC
    OD
    3513.0
    [m]
    DC
    OD
    3530.0
    [m]
    DC
    OD
    3540.0
    [m]
    DC
    OD
    3605.0
    [m]
    DC
    OD
    3840.0
    [m]
    DC
    OD
    4224.0
    [m]
    DC
    OD
    4256.0
    [m]
    DC
    OD
    4300.0
    [m]
    DC
    OD
    4315.0
    [m]
    DC
    OD
    4350.0
    [m]
    DC
    OD
    4404.0
    [m]
    DC
    OD
    4452.0
    [m]
    DC
    OD
    4500.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.58

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    IPLT AIT
    4072
    4506
    MDT
    4178
    4178
    MDT IPLT
    4177
    4186
    MSCT
    4155
    4474
    MWD - LWD GR RES DIR
    3908
    4500
    MWD LWD - GR DIR
    3645
    3852
    MWD LWD - GR RES DEN NEU PWD SON
    2427
    3645
    MWD LWD - GR RES DIR SON
    454
    2415
    MWD LWD - GR RES SON DEN NEU PWD
    3852
    3908
    OBDT DSI
    2770
    4500
    VSP APS
    1900
    4480

  • 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
    455.0
    36
    455.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1199.0
    26
    1201.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2404.0
    17 1/2
    2415.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3901.0
    12 1/4
    3908.0
    2.00
    LOT
    LINER
    7
    4140.0
    8 1/2
    4140.0
    2.07
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    578
    1.47
    18.0
    WBM (SILDRIL)
    858
    1.80
    29.0
    OBM (VERSAPRO)
    1210
    1.03
    SPUD MUD
    1210
    1.03
    SPUD MUD
    2415
    1.53
    24.0
    SILDRIL
    2835
    1.70
    50.0
    OIL (ENVIRON)
    3575
    1.70
    45.0
    OIL (ENVIRON)
    3835
    1.75
    47.0
    OIL (ENVIRON)
    3955
    1.91
    55.0
    OBM (VERSAPRO)
    4140
    1.89
    46.0
    OBM (VERSAPRO)
    4494
    1.98
    35.0
    OBM (VERSAPRO)
    4500
    1.98
    34.0
    OBM (VERSAPRO)

  • 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
    0.27