Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/7-6

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.
    6407/7-6
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    6407/7-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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 Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    985-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.10.2000
    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.
    16.12.2000
    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.
    16.12.2002
    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.
    18.12.2002
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    TILJE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    336.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3975.0
    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).
    3971.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.58
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    148
    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.
    EARLY 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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 17' 40.66'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 6' 16.31'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7131389.98
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    408271.69
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4172

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/7-6 is located within Njord Unit on the western flank of the Njord Field. The northwest flank structure consists of five fault blocks defined by faults trending south-southwest and north-northeast, with throw towards west. The objective for the well 6407/7-6 was to test the hydrocarbon potential of the "B-segment" on the northwest flank of the Njord field. The primary target was to test the hydrocarbon potential of the Tilje formation of the Båt Group, while the hydrocarbon potential of the Ile Formation of the Fangst Group was a secondary target. There existed also a possibility of hydrocarbons in the Upper Jurassic Melke formation of the Viking Group, and in the Lower Cretaceous Lange Formation of the Cromer Knoll Group.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/7-6 was spudded with the semi-submersible installation "Scarabeo 6" on 18 October 2000. First spud failed due to boulders and high angle in the hole. After a second spud on October 19 the well was first drilled to TD at 3930 m in the Early Jurassic Åre Formation. The TD was later extended to 3975 m to get space for test equipment. The extended TD was not logged. Shallow gas was not encountered. The well was drilled with water based bentonite mud down 1231 m and with oil based mud (Versavert) from 1231 m to TD. The main result of the well was the discovery of gas-condensate in the Tilje Formation as proven by a DST and by MDT fluid samples. The well penetrated 127 m Late Jurassic, 111 m Ile Formation, and 197 m Tilje Formation. The sands encountered in the Lange Formation, the Viking Group, and the Ile Formation were water bearing, but hydrocarbon shows were observed in the approximate 20 m net Lange sandstone and increasing amounts of background gas was measured while drilling in the upper part of the Ile Formation. The Tilje Formation was saturated with a heavy gas-condensate from 3693 m down to a Gas/Water Contact at 3777 m, determined from the resistivity log. Six cores were cut in the Tilje Formation with a recovery of 98% giving a total of 129m. Horizontal Klinkenberg corrected permeability in the range of 0.02 - 12.2 mD was measured in the cores. The core porosity seldom exceeded 20%. Pressure measurements from both the Ile and the Tilje Formations indicate an approximate overpressure of 160-170 bar on the B-segment compared to the Njord East flank. MDT fluid sampling was attempted in the Tilje, Lange and the Ile formations. No samples could be taken in Lange and Ile formations due to tight formations. In the Tilje Formation five samples were retrieved from 3748 m. The short clean-up time prior to sampling caused the samples to be highly contaminated with base oil from the drilling mud (30 % & 60 % base oil). The well was plugged and abandoned as an oil discovery on 16 December 2000.
    Testing
    The well was production tested with a perforation interval between 3686-3770 m in the Tilje Formation. With 24 hours production the flow rate was measured to 155 000 Sm3/D gas and 220 Sm3/D oil. The GOR was 705 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1240.00
    3930.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3701.0
    3707.6
    [m ]
    2
    3743.0
    3769.0
    [m ]
    3
    3770.5
    3785.7
    [m ]
    4
    3786.0
    3808.7
    [m ]
    5
    3809.0
    3837.3
    [m ]
    6
    3837.4
    3864.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    126.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3701-3706m
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3746m
    Kjerne bilde med dybde: 3746-3751m
    Kjerne bilde med dybde: 3751-3756m
    Kjerne bilde med dybde: 3756-3761m
    3701-3706m
    3706-3746m
    3746-3751m
    3751-3756m
    3756-3761m
    Kjerne bilde med dybde: 3761-3766m
    Kjerne bilde med dybde: 3766-3771m
    Kjerne bilde med dybde: 3771-3776m
    Kjerne bilde med dybde: 3776-3781m
    Kjerne bilde med dybde: 3781-3785m
    3761-3766m
    3766-3771m
    3771-3776m
    3776-3781m
    3781-3785m
    Kjerne bilde med dybde: 3786-3791m
    Kjerne bilde med dybde: 3791-3796m
    Kjerne bilde med dybde: 3796-3801m
    Kjerne bilde med dybde: 3801-3806m
    Kjerne bilde med dybde: 3806-3811m
    3786-3791m
    3791-3796m
    3796-3801m
    3801-3806m
    3806-3811m
    Kjerne bilde med dybde: 3811-3816m
    Kjerne bilde med dybde: 3816-3821m
    Kjerne bilde med dybde: 3821-3826m
    Kjerne bilde med dybde: 3826-3831m
    Kjerne bilde med dybde: 3831-3836m
    3811-3816m
    3816-3821m
    3821-3826m
    3826-3831m
    3831-3836m
    Kjerne bilde med dybde: 3836-3840m
    Kjerne bilde med dybde: 3840-3845m
    Kjerne bilde med dybde: 3845-3850m
    Kjerne bilde med dybde: 3850-3855m
    Kjerne bilde med dybde: 3855-3860m
    3836-3840m
    3840-3845m
    3845-3850m
    3850-3855m
    3855-3860m
    Kjerne bilde med dybde: 3860-3865m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3860-3865m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST 1
    3726.00
    0.00
    01.12.2000 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.46

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.88
    pdf
    1.67

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .PDF
    1.52
    .PDF
    9.52
    .PDF
    3.38
    .PDF
    3.77
    .PDF
    0.67
    .PDF
    0.56

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3686
    3770
    16.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    52.450
    136
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    220
    155000
    0.815
    705

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT IPLT /LDS APS HNGS
    3093
    3930
    CMR ESC VSP
    2900
    3913
    CMR+
    3440
    3882
    CST
    3125
    3900
    MDT
    3880
    3925
    MSCT
    0
    0
    MWD - CDR GR RES PWD DIR
    365
    3100
    MWD - RAB CDR GR RES DEN PWD
    3100
    3930
    UBI DSI
    2900
    3925

  • 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
    446.5
    36
    449.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1224.0
    26
    1229.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3094.0
    12 1/4
    3100.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    3975.0
    8 1/2
    3975.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    386
    1.05
    WATER BASED
    392
    0.00
    WATER BASED
    900
    0.00
    OIL BASED
    1232
    1.60
    72.0
    OIL BASED
    2541
    1.60
    38.0
    OIL BASED
    2900
    1.61
    50.0
    OIL BASED
    3083
    1.60
    44.0
    OIL BASED
    3100
    1.60
    45.0
    OIL BASED
    3205
    1.60
    44.0
    OIL BASED
    3377
    1.61
    42.0
    OIL BASED
    3558
    1.60
    33.0
    OIL BASED
    3700
    1.60
    33.0
    OIL BASED
    3709
    1.62
    33.0
    OIL BASED
    3720
    1.60
    34.0
    OIL BASED
    3743
    1.61
    34.0
    OIL BASED
    3771
    1.61
    33.0
    OIL BASED
    3786
    1.61
    37.0
    OIL BASED
    3809
    1.61
    36.0
    OIL BASED
    3852
    1.61
    36.0
    OIL BASED
    3864
    1.61
    34.0
    OIL BASED
    3975
    1.61
    46.0
    OIL BASED

  • 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
    0.29