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

6604/10-1

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.
    6604/10-1
    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.
    6604/10-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 2462 & xline 3306 on sh0903 3D Volume
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1307-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    101
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.05.2010
    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.
    03.09.2010
    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.
    01.01.2012
    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.
    01.01.2012
    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
    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.
    SHETLAND GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    1354.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3715.0
    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).
    3715.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    129
    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 CRETACEOUS
    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.
    SPRINGAR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 11' 0.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 11' 42.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7341048.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    553857.27
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6356

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6604/10-1 was drilled to appraise the 6603/12-1 Gro gas discovery in the Vigrid Syncline in the Vøring Basin of the Norwegian Sea. Before 6604/10-1 was drilled, resource estimates for the discovery were between 10 and 100 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
    Operations and results
    Appraisal well 6604/10-1 was spudded with the semi-submersible installation Aker Barents on 26 May 2010 and drilled to TD at 3715 m in the Late Cretaceous Springar Formation. No pilot hole was drilled and no shallow gas or shallow water flow was encountered in this well, as predicted. When running the BOP a leak in the mini connector on choke line was discovered. The well was suspended for seven days while this was repaired. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 2320 m, with Glydril mud from 2320 m to 2848 m, and with Paratherm oil based mud from 2848 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary and Cretaceous age. Top Maastrichtian Springar reservoir came in at 3597.2 m, 36.8 m shallower than the pre-drill prediction. Based on poor MDT pressure data it appears that the upper reservoir unit (3597 - 3616 m) and the middle reservoir unit (3616 - 3626 m) are different pressure regimes. No valid pressures were obtained in the lower unit (3626 - 3648 m). After analysing the acquired data it was concluded that the upper interval of the Springar reservoir was gas bearing. The reservoir quality was in general very poor, apart from a short section near the very top. No staining or fluorescence on cuttings was detected throughout the 6604/10-1 well. The hydrocarbon core scanner detected "heavy oil" between 3601 and 3621, but this is not confirmed by other data. The well was re-classified as a wildcat well, as it proved two minor deposits which are not in communication with 6603/12-1 Gro gas discovery.
    One 54 m core was taken from the reservoir interval 3601.4 to 3655.4 m (3598.8 to 3652.8 m wire line depth) with 100% recovery. An extensive wire line program was successfully carried out after reaching TD. Two MDT runs were made and only two valid and three slightly supercharged pressure points out of 35 tests were obtained. MDT fluid samples were taken at 3601.8 m (gas), 3613.0 m (gas/water), and at 3617 m (gas/water/filtrate). PVT analyses of the gas samples show a higher liquid content than in the 6603/12-1 gas, but it is not possible to exclude OBM contamination as the cause of this difference.
    The well was permanently abandoned on 3 September as a gas discovery.
    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]
    2335.00
    3715.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3601.4
    3655.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2695.0
    [m]
    DC
    PETROSTA
    2715.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2745.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2805.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2825.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2845.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2875.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2945.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2965.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2985.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3005.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3025.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3045.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3065.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3075.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3095.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3115.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3135.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3155.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3175.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3195.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3215.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3235.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3265.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3285.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3305.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3325.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3345.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3495.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3505.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3515.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3525.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3545.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3555.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3575.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3603.0
    [m]
    C
    PETROS
    3605.0
    [m]
    C
    PETROS
    3605.4
    [m]
    C
    PETROS
    3607.8
    [m]
    C
    PETROS
    3608.6
    [m]
    C
    PETROS
    3611.8
    [m]
    C
    PETROS
    3614.9
    [m]
    C
    PETROS
    3616.6
    [m]
    C
    PETROS
    3618.2
    [m]
    C
    PETROS
    3618.5
    [m]
    C
    PETROS
    3618.7
    [m]
    C
    PETROS
    3618.9
    [m]
    C
    PETROS
    3621.5
    [m]
    C
    PETROS
    3624.9
    [m]
    C
    PETROS
    3625.1
    [m]
    C
    PETROS
    3628.7
    [m]
    C
    PETROS
    3628.8
    [m]
    C
    PETROS
    3630.3
    [m]
    C
    PETROS
    3633.3
    [m]
    C
    PETROS
    3637.8
    [m]
    C
    PETROS
    3639.5
    [m]
    C
    PETROS
    3640.8
    [m]
    C
    PETROS
    3642.8
    [m]
    C
    PETROS
    3643.5
    [m]
    C
    PETROS
    3644.8
    [m]
    C
    PETROS
    3648.2
    [m]
    C
    PETROS
    3648.9
    [m]
    C
    PETROS
    3649.4
    [m]
    C
    PETROS
    3650.6
    [m]
    C
    PETROS
    3651.5
    [m]
    C
    PETROS
    3652.5
    [m]
    C
    PETROS
    3653.5
    [m]
    C
    PETROS
    3654.5
    [m]
    C
    PETROS
    3660.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3665.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3675.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3685.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3695.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3705.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3715.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    1385
    1385
    1578
    2075
    2075
    2673
    2673
    2950
    3371
    3371
    3597
    3645

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI PPC
    2320
    3711
    HNGS PEX
    3450
    3711
    MDT DP GR
    3613
    3617
    MDT GR
    3601
    3617
    MR SCANN
    3591
    3675
    MWD ARC
    1466
    2856
    MWD ARC
    3656
    3715
    MWD ARC RAB
    3470
    3601
    MWD ARC SON VISION
    2856
    3470
    VSP
    1400
    3702

  • 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
    36
    1465.0
    42
    1466.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    2320.0
    26
    2326.0
    1.28
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2848.0
    17 1/2
    2855.0
    1.27
    LOT
    LINER
    9 5/8
    3468.0
    12 1/4
    3470.0
    1.39
    LOT
    OPEN HOLE
    3715.0
    8 1/2
    3715.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1419
    1.02
    Other
    2326
    1.12
    Glydril
    2326
    1.12
    Glydril
    2326
    1.39
    PAD
    2855
    1.17
    Glydril
    2855
    1.21
    Glydril
    2855
    1.21
    Glydril
    2855
    1.17
    Glydril
    3320
    1.22
    Paratherm
    3470
    1.25
    Paratherm
    3470
    1.25
    Paratherm
    3520
    1.31
    Paratherm
    3601
    1.28
    Paratherm
    3715
    1.18
    Glydril
    3750
    1.17
    Glydril

  • 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
    0.23