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

6706/6-2 S

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.
    6706/6-2 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).
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6706/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EM00-01WIN17R01 3D: Inline 3645. Xline 7247
    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.
    Wintershall Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1730-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.12.2018
    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.
    19.02.2019
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    19.02.2019
    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.
    21.02.2020
    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.
    21.02.2020
    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.
    DRY
    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).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    1214.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3916.0
    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).
    3807.0
    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
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    67° 37' 20.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 45' 57.57'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7502669.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    405099.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8580

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6706/6-2 S was drilled to test the Marisko prospect in the Hel Graben deep waters in the Norwegian Sea. The primary objective was to test the hydrocarbon potential in turbiditic sandstones of the Late Cretaceous Nise Formation
    Operations and results
    A pilot hole 6706/6-U-2 was drilled 30 m away from the main bore location in a 9 7/8" hole to de-risk a shallow anomaly and determine the base of the siliceous Ooze. Afterwards the main bore 6706/6-2 S was initially drilled vertically, with build up to 38 degrees during the 8 1/2'' and 6'' hole sections.
    Wildcat well 6706/6-2 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Spitsbergen on 4 December 2018 and drilled to TD at 3916 m (3767 m TVD) m in Early Paleocene sediments. Operations proceeded without significant problems, but due to bad weather 20% of the rig-time was waiting on weather. The well was drilled with seawater down to 2099 m and with Innovert oil-based mud from 2099 m to TD.
    Two main sandstone units, Sandstone 1 and Sandstone 2, were penetrated but proved to be Paleocene age Intra-Tang sandstones rather than Nise sandstones. Sandstone 1 was dated to the Selandian and Sandstone 2 to the Danian.
    Biostratigraphy in this area is difficult due to the largely resedimented nature of the turbidite sands, showing an overwhelmingly Cretaceous micropaleologic assemblage. However, due to the presence also of Paleocene microfossils in cored samples a Cretaceous age is impossible while a Paleocene age must be correct .
    Sandstone 1 was encountered at 2929.5 m (2924.8 m TVD) and was ca 232 m TVD thick. Sandstone 2 was encountered at 3661.3 m (3598 m TVD) and was ca 182 m TVD thick. Both sandstones were cored. Sandstone 1 had good porosities, but generally moderate to low permeability. Sandstone 2 had moderate porosity but very low permeability. Both sandstones were found to be water wet. Weak shows are described in the cored interval (fluorescence, cut and residual ring) in Sandstone 1, but organic geochemical analyses of core extracts showed invasion of the oil-base on the cores, making the shows inconclusive.
    Four cores were cut. Cores #1 and #2 were cut in succession from 2952.5 to 3061.5 m in Sandstone 1 with 100% recovery. Core #3 was cut from 3678 to 3705 m in Sandstone 2 with 103% recovery, and core #4 was cut from 3745 to 3763.8 m in Sandstone 2 with 90% recovery. The core-log shifts are 0.5 m for Cores #1 and #2, 2.5 m for core #3, and 3.5 m for core #4. MDT fluid samples were taken at 2958.06 m (water), 3735.5 m (water), and 3737.4 m (water)
    The well was permanently abandoned on 19 February 2019 as a dry well.
    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]
    2110.00
    3916.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2952.7
    3006.6
    [m ]
    2
    3006.6
    3061.5
    [m ]
    3
    3678.0
    3705.8
    [m ]
    4
    3745.0
    3763.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    155.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2120.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2600.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2660.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2720.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2750.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2810.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2840.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2873.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2882.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2891.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2900.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2909.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2918.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2927.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2942.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2948.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2956.5
    [m]
    C
    PETROS
    2960.9
    [m]
    C
    PETROS
    2966.3
    [m]
    C
    PETROS
    2978.6
    [m]
    C
    PETROS
    2980.2
    [m]
    C
    PETROS
    2983.3
    [m]
    C
    PETROS
    2989.1
    [m]
    C
    PETROS
    3005.8
    [m]
    C
    PETROS
    3020.6
    [m]
    C
    PETROS
    3029.1
    [m]
    C
    PETROS
    3039.7
    [m]
    C
    PETROS
    3052.1
    [m]
    C
    PETROS
    3080.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3086.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3113.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3131.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3143.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3179.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3191.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3203.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3212.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3221.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3239.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3251.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3263.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3275.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3287.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3299.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3311.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3323.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3335.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3347.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3356.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3377.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3392.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3404.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3416.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3431.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3443.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3455.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3467.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3479.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3491.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3503.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3515.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3527.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3539.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3551.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3563.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3575.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3587.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3599.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3611.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3623.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3635.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3647.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3655.0
    [m]
    SWC
    PETROS
    3656.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3665.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3674.0
    [m]
    C
    PETROS
    3677.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3681.7
    [m]
    C
    PETROS
    3684.5
    [m]
    C
    PETROS
    3694.6
    [m]
    C
    PETROS
    3713.0
    [m]
    C
    PETROS
    3716.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3722.0
    [m]
    C
    PETROS
    3731.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3746.4
    [m]
    C
    PETROS
    3756.1
    [m]
    C
    PETROS
    3785.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3812.0
    [m]
    C
    PETROS
    3815.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3824.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3830.0
    [m]
    C
    PETROS
    3842.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3860.0
    [m]
    C
    PETROS
    3869.0
    [m]
    C
    PETROS
    3878.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3887.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3896.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3908.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3914.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3916.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    1254
    1254
    1324
    1507
    1507
    2110
    2110

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ASLT USIT
    0
    0
    ASLT USIT
    3536
    2862
    CMR HNGS ADT NEXT APS
    3536
    3916
    LWD - CORE
    2952
    3006
    LWD - CORE
    3006
    3061
    LWD - CORE
    3678
    3705
    LWD - CORE
    3745
    3766
    LWD - DIR
    1254
    1346
    LWD - DIR GR RES ABG DEN NEU PWD
    3061
    3537
    LWD - DIR GR RES ABG PWD
    2869
    2952
    LWD - DIR GR RES DEN NEU PWD
    3766
    3916
    LWD - DIR GR RES DEN NEU PWD GEO
    3537
    3678
    LWD - DIR GR RES DEN NEU PWD GEO
    3705
    3745
    LWD - DIR GR RES SON DEN NEU ABG
    2103
    2869
    LWD DIR GR RES
    1346
    2103
    MDT SAT
    2933
    3224
    PQ-XLD PO-ST PQ-QS HY PO-HP IFA
    3663
    3870
    PQ-XLD PO-ST SAT PQ-QS HY PO IFA
    3663
    3737
    SS QGEO ZAIT
    3536
    3916
    VSI-4 ZO
    0
    0
    ZAIT HNGS ADT GPIT PPC MAST GR
    1254
    3537

  • 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
    1344.5
    36
    1346.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    2099.2
    26
    2103.0
    1.24
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2862.0
    12 1/4
    2869.0
    1.38
    LOT
    LINER
    7
    3536.0
    8 1/2
    3537.0
    1.52
    LOT
    OPEN HOLE
    3916.0
    6
    3916.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1346
    1.30
    Water
    1451
    1.30
    Water
    2045
    1.14
    Oil
    2078
    1.30
    Water
    2103
    1.12
    Oil
    2103
    1.03
    Water
    2106
    1.12
    Oil
    2434
    1.14
    Oil
    2869
    1.25
    Oil
    2869
    1.14
    Oil
    3061
    1.25
    Oil
    3405
    1.34
    Oil
    3497
    1.25
    Oil
    3547
    1.35
    Oil
    3550
    1.37
    Oil
    3678
    1.34
    Oil
    3678
    1.37
    Oil
    3704
    1.34
    Oil
    3916
    1.34
    Oil