Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6204/11-2

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.
    6204/11-2
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6204/11-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9202-INLINE 263 & X-LINE 404
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    915-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    23
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.12.1997
    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.
    28.12.1997
    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.
    28.12.1999
    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.
    17.12.2003
    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 SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    197.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2920.0
    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).
    2919.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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 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.
    SOGNEFJORD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    62° 11' 50.47'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 26' 37.67'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6897169.35
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    575131.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3249

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6204/11-2 is located in the eastern part of the Slørebotn sub-basin, ca 3 km east-northeast of well 6204/11-1. Well 6204/11-1 proved shows in the Cretaceous Lysing Formation Equivalent and made a sub-commercial gas discovery in the Middle Jurassic. The objectives of well 6204/11-2 were to prove hydrocarbon reserves in the I-prospect, in a Coniacian/Turonian Sandstone and in the O-prospect, an Albian/Aptian Rødby Sandstone
    Operations and results
    Exploration well 6204/11-2 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Trym on 6 December 1997 and drilled to TD at 2920 m in the Late Jurassic Sognefjord Formation. The well was drilled with seawater and PAC sweeps to 1352 m and with PAC / KCl mud from 1352 m to TD.
    The 6204/11-2 well proved no hydrocarbons in the I- and O-prospects. This has been deduced by FMT sampling and petrophysical evaluation of wire line logs. The O-prospect was prognosed to be sandy, but a conglomerate was encountered. Gas readings were low throughout the well. The highest readings were in the claystones above the Lysing Formation Equivalent, ranging from less than 0.1 % to 0.6%. Traces of fluorescence were reported at several intervals throughout the well below 1984 m. Only in the Sognefjord Formation (2892 m to TD) moderate direct fluorescence were observed, but the poor cut fluorescence compared with the moderate direct fluorescence indicates residual HC only, in accordance with the wire line logs. FMT fluid samples were taken at 1992.3 m and at 2893.0 m. Both 10 l chambers were drained off shore and were observed to contained mud filtrate and formation water. Oil film was observed in the sample at 1992.3 m, but analysis showed that it was from a base oil, either due to lack of cleaning of the FMT chamber prior to use or due to trace of base oil in the mud used in the well. No cores were taken. The well was permanently abandoned as a dry well with shows on December 28t 1997.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1360.00
    2920.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1912.0
    [m]
    DC
    RRI
    1924.0
    [m]
    DC
    RRI
    1942.0
    [m]
    DC
    RRI
    1948.0
    [m]
    DC
    RRI
    1966.0
    [m]
    DC
    RRI
    1972.0
    [m]
    DC
    RRI
    1978.0
    [m]
    DC
    RRI
    2005.0
    [m]
    DC
    RRI
    2013.0
    [m]
    DC
    RRI
    2017.0
    [m]
    DC
    RRI
    2023.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2041.0
    [m]
    DC
    RRI
    2047.0
    [m]
    DC
    RRI
    2053.0
    [m]
    DC
    RRI
    2059.0
    [m]
    DC
    RRI
    2076.0
    [m]
    DC
    RRI
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2128.0
    [m]
    DC
    RRI
    2164.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2218.0
    [m]
    DC
    RRI
    2236.0
    [m]
    DC
    RRI
    2272.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2308.0
    [m]
    DC
    RRI
    2326.0
    [m]
    DC
    RRI
    2365.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2392.0
    [m]
    DC
    RRI
    2404.0
    [m]
    DC
    RRI
    2422.0
    [m]
    DC
    RRI
    2437.0
    [m]
    DC
    RRI
    2452.0
    [m]
    DC
    RRI
    2467.0
    [m]
    DC
    RRI
    2482.0
    [m]
    DC
    RRI
    2497.0
    [m]
    DC
    RRI
    2512.0
    [m]
    DC
    RRI
    2526.0
    [m]
    DC
    RRI
    2542.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2573.0
    [m]
    DC
    RRI
    2617.0
    [m]
    DC
    RRI
    2632.0
    [m]
    DC
    RRI
    2647.0
    [m]
    DC
    RRI
    2659.0
    [m]
    DC
    RRI
    2686.0
    [m]
    DC
    RRI
    2709.0
    [m]
    DC
    RRI
    2716.0
    [m]
    DC
    RRI
    2722.0
    [m]
    DC
    RRI
    2728.0
    [m]
    DC
    RRI
    2734.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2752.0
    [m]
    DC
    RRI
    2758.0
    [m]
    DC
    RRI
    2779.0
    [m]
    DC
    RRI
    2788.0
    [m]
    DC
    RRI
    2797.0
    [m]
    DC
    RRI
    2815.0
    [m]
    DC
    RRI
    2824.0
    [m]
    DC
    RRI
    2833.0
    [m]
    DC
    RRI
    2842.0
    [m]
    DC
    RRI
    2851.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2869.0
    [m]
    DC
    RRI
    2878.0
    [m]
    DC
    RRI
    2896.0
    [m]
    DC
    RRI
    2914.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.91
    pdf
    1.54

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    24.89

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MLL ZDL GR TTRM
    1343
    2917
    FMT GR
    1908
    2910
    FMT GR
    2893
    2893
    MAC DSL TTRM
    1019
    2917
    MWD - DPR
    1358
    2911
    MWD - RNT
    282
    1058
    SWC GR
    1830
    2905
    VSP GR
    473
    2898

  • 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
    282.0
    36
    285.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    9 5/8
    1344.0
    12 1/4
    1346.0
    1.59
    LOT
    OPEN HOLE
    2920.0
    8 1/2
    2920.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    0
    0.00
    DUMMY
    248
    1.04
    DUMMY
    978
    1.04
    SEAWATER/PAC
    1352
    1.04
    SEAWATER/PAC
    1843
    1.25
    16.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    2188
    1.25
    16.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    2354
    1.25
    15.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    2715
    1.25
    18.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    2743
    1.25
    16.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    2808
    1.25
    18.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    2920
    1.25
    19.0
    KCL/GLYCOL/POLY

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26