Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6306/5-1

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.
    6306/5-1
    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
    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.
    6306/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    innline 1036 & crossline 1414/CN6306
    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.
    Amerada Hess Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    892-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.06.1997
    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.
    10.07.1997
    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.
    10.07.1999
    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.
    13.12.2005
    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
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EGGA FM (INFORMAL)
    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.
    227.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2050.0
    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).
    2044.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    74
    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.
    KVITNOS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 41' 56.42'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 33' 35.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7065951.07
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    379378.45
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3060

  • Brønnhistorie
    Wildcat well 6306/5-1 was drilled ca 190 km West of the town Trondheim, on the Klakk Fault Complex, which forms the border between the FrØya High and the MØre Basin. The two main objectives were to test the hydrocarbon potential of two Palaeocene prospects: the Eirikson prospect and the Nansen prospect. When drilled these prospects were prognosed as the Heimdal Formation sandstone and a new informal "Skalmen Formation sandstone", respectively. Only the Skalmen Formation was confirmed by the well. Later this formation has been encountered in other wells in the area as the (informal) Egga Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6306/5-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Trym on 8 June 1997. Operations went without significant problems down to the 8 1/2" section. This section was drilled from 1300 m to 1751 m, top of the Egga reservoir. This was found to be significantly over pressured and a large gain was taken. The well was shut-in and steps were taken to kill the well. The operation was complicated by the discovery that the pipe was stuck. The string was finally cut at 1477 m, and a cement plug was set to be used as kick-off plug for a sidetrack around the fish. The sidetrack was kicked off at 1365 m and drilled to TD at 2050 m in the Late Cretaceous Kvitnos Formation without further problems. The well was drilled with bentonite and seawater down to 1001 m and with ANCO 2000 mud from 1001 m to TD.
    No shallow gas or boulder beds were encountered in the uppermost well section. The well penetrated mainly clays and claystones in the Nordland, Hordaland and Rogaland groups with minor sands developed and limestone stringers present. The prognosed Heimdal Formation sands were not present. Top Egga sand was reached at 1751 m and was 12 m thick. The lithology of the Egga sand was mainly a clean sandstone divided in two by a calcareous clay stone. Top of the Egga reservoir was re-penetrated in the sidetrack at 1750 m, consisting of an upper clean sand, a shaly unit, and a thin lower sandstone bed that continued down to top Shetland Group at 1762 m. The Shetland Group consisted mainly of claystone and siltstone with minor dolomites. There were no oil shows recorded in this well. Post well organic geochemical analysis indicated mainly biogenic gas down to approximately 1650 m. Below this depth the gas was a mixture of migrated thermogenic and shallow generated biogenic/diagenetic gas. Hydrogen Index (HI) suggested fair gas and oil prone shales present in both the lower Hordaland Group and lower Tang Formation. All Formations penetrated were however immature in well position. One conventional core was cut in the Early Palaeocene Egga reservoir sand from 1757 m to 1775 m. Only 5.1 m (28.3%) was recovered. Two segregated MDT samples were taken in the Egga sand at 1755.8 m (1728.1 m TVDSS). The contents were water, mud filtrate and gas.
    The well was permanently abandoned on as a minor gas 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]
    520.00
    2049.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1757.0
    1762.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    5.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1757-1762m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1757-1762m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1002.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1029.0
    [m]
    DC
    RRI
    1035.0
    [m]
    DC
    RRI
    1059.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1104.0
    [m]
    DC
    RRI
    1113.0
    [m]
    DC
    RRI
    1122.0
    [m]
    DC
    RRI
    1131.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1164.0
    [m]
    DC
    RRI
    1176.0
    [m]
    DC
    RRI
    1185.0
    [m]
    DC
    RRI
    1194.0
    [m]
    DC
    RRI
    1206.0
    [m]
    DC
    RRI
    1215.0
    [m]
    DC
    RRI
    1227.0
    [m]
    DC
    RRI
    1236.0
    [m]
    DC
    RRI
    1248.0
    [m]
    DC
    RRI
    1254.0
    [m]
    DC
    RRI
    1263.0
    [m]
    DC
    RRI
    1269.0
    [m]
    DC
    RRI
    1278.0
    [m]
    DC
    RRI
    1287.0
    [m]
    DC
    RRI
    1296.0
    [m]
    DC
    RRI
    1302.0
    [m]
    DC
    RRI
    1353.0
    [m]
    DC
    RRI
    1371.0
    [m]
    DC
    RRI
    1383.0
    [m]
    DC
    RRI
    1407.0
    [m]
    DC
    RRI
    1467.0
    [m]
    DC
    RRI
    1536.0
    [m]
    DC
    RRI
    1548.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1575.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1605.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1635.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1665.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1695.0
    [m]
    DC
    RRI
    1725.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    253
    253
    1041
    1125
    1125
    1409
    1409
    1487
    1750
    1762
    1762
    1811

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.39

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    73.41

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT IPL CMR GR AMS
    1200
    1392
    AIT IPL GR AMS
    1200
    2050
    AIT MFSL LSS GR AMS
    507
    1066
    AIT MFSL LSS GR AMS
    980
    1300
    CST GR
    1295
    2050
    FMI DSI GPIT GR AMS
    1200
    2050
    LDT CNL GR AMS
    507
    1300
    MDT GR
    1750
    1760
    MWD LWD - D.RAW
    252
    512
    MWD LWD - DPR TF5A
    512
    2050
    VSP
    680
    2050

  • 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
    324.0
    36
    324.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    480.0
    17 1/2
    507.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1296.0
    12 1/4
    1300.0
    2.01
    LOT
    OPEN HOLE
    2050.0
    8 1/2
    2050.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    143
    1.62
    39.0
    ANCO 2000
    272
    0.00
    SPUD MUD
    1100
    1.66
    31.0
    ANCO 2000
    1170
    1.66
    28.0
    ANCO 2000
    1300
    1.22
    19.0
    ANCO 2000
    1505
    1.59
    30.0
    ANCO 2000
    1581
    1.20
    16.0
    ANCO 2000
    2050
    1.66
    34.0
    ANCO 2000