Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6403/10-1

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.
    6403/10-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6403/10-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    xline:NH003-4698 Inline:NH003-3446
    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.
    1041-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.10.2002
    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.
    30.12.2002
    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.
    30.12.2004
    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.
    11.02.2005
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    1717.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3400.0
    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).
    3397.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    80
    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.
    64° 3' 39.22'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 0' 10.88'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7103975.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    500147.51
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4602

  • Brønnhistorie
    General
    The exploration well 6403/10-1 was drilled to test the hydrocarbon potential in one of the segments of the PL 253 Solsikke dome structure. The Solsikke structure is situated in the north-western part of the outer Møre Basin, close to the Møre Marginal High, in the Norwegian Sea. The structure is defined as a large Tertiary dome comprising a thickness anomaly of Upper Cretaceous sediments. The primary target was the Nise and Intra Springar sandstones and the secondary target was the Intra Kvitnos sandstones. The well was drilled in a relatively low structural position on the southern part of the dome. The location was chosen to test the hydrocarbon potential above a clear flat event within the Nise Formation and at the same time penetrate the Springar in a position of anticipated good Springar reservoir quality near observed flat events within the Springar. The well should also test the intra Kvitnos Formation, but avoid faults within the formations and shallow gas observations. In addition, the spud location had to take into account the rough sea bottom.
    Operations and results
    Exploration well 6403/10-1 was spudded with the semi-submersible installation Scarabeo 5 on 24 October 2002 and drilled to TD at 3398 m in the Kvitnos Formation. No serious problems were encountered during drilling. The well was drilled with spud mud down to 2217 m and with a water-based glycol system (GLYDRIL) from 2217 m to TD.
    Mudstone and siltstone were encountered in the Cretaceous reservoir section, with high content of siltstone in Nise. Sidewall cores of the siltstone in the Nise Formation showed high porosity but low permeability with no reservoir quality. The well did not prove any hydrocarbons. Organic geochemical analyses indicated immature formations throughout the well based on Rock-Eval Tmax and vitrinite reflectance readings. No significant amounts of C15+ hydrocarbons were detected in these analyses, confirming the on-rig shows analyses. There were however recorded traces of ?supermature? hydrocarbon gasses and gasoline range hydrocarbons (C1 to C9) in the interval 2500 m to 2800 m, indicating a migration pathway at this level. The well was not conventionally cored since the coring criteria were not met. Forty-eight sidewall cores were recovered. No pressure points were recorded on wire line and no fluid samples taken.
    The well was permanently abandoned as dry on 30 December 2002.
    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]
    2200.00
    3400.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2217.0
    [m]
    DC
    RRI
    2226.0
    [m]
    DC
    RRI
    2235.0
    [m]
    DC
    RRI
    2244.0
    [m]
    DC
    RRI
    2253.0
    [m]
    DC
    RRI
    2262.0
    [m]
    DC
    RRI
    2271.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2289.0
    [m]
    DC
    RRI
    2298.0
    [m]
    DC
    RRI
    2307.0
    [m]
    DC
    RRI
    2316.0
    [m]
    DC
    RRI
    2325.0
    [m]
    DC
    RRI
    2334.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2349.0
    [m]
    DC
    RRI
    2361.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2379.0
    [m]
    DC
    RRI
    2382.0
    [m]
    DC
    RRI
    2391.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2409.0
    [m]
    DC
    RRI
    2418.0
    [m]
    DC
    RRI
    2427.0
    [m]
    DC
    RRI
    2436.0
    [m]
    DC
    RRI
    2445.0
    [m]
    DC
    RRI
    2454.0
    [m]
    DC
    RRI
    2463.0
    [m]
    DC
    RRI
    2472.0
    [m]
    DC
    RRI
    2481.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2499.0
    [m]
    DC
    RRI
    2508.0
    [m]
    DC
    RRI
    2517.0
    [m]
    DC
    RRI
    2526.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2544.0
    [m]
    DC
    RRI
    2553.0
    [m]
    DC
    RRI
    2562.0
    [m]
    DC
    RRI
    2571.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2592.0
    [m]
    DC
    RRI
    2601.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2619.0
    [m]
    DC
    RRI
    2628.0
    [m]
    DC
    RRI
    2637.0
    [m]
    DC
    RRI
    2646.0
    [m]
    DC
    RRI
    2655.0
    [m]
    DC
    RRI
    2664.0
    [m]
    DC
    RRI
    2673.0
    [m]
    DC
    RRI
    2682.0
    [m]
    DC
    RRI
    2691.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2709.0
    [m]
    DC
    RRI
    2718.0
    [m]
    DC
    RRI
    2727.0
    [m]
    DC
    RRI
    2736.0
    [m]
    DC
    RRI
    2745.0
    [m]
    DC
    RRI
    2754.0
    [m]
    DC
    RRI
    2763.0
    [m]
    DC
    RRI
    2772.0
    [m]
    DC
    RRI
    2781.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2799.0
    [m]
    DC
    RRI
    2808.0
    [m]
    DC
    RRI
    2817.0
    [m]
    DC
    RRI
    2826.0
    [m]
    DC
    RRI
    2835.0
    [m]
    DC
    RRI
    2843.0
    [m]
    DC
    RRI
    2858.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2867.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2871.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2878.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2882.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2884.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2894.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2907.0
    [m]
    DC
    RRI
    2912.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2925.0
    [m]
    DC
    RRI
    2934.0
    [m]
    DC
    RRI
    2936.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2943.0
    [m]
    DC
    RRI
    2952.0
    [m]
    DC
    RRI
    2959.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2961.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2975.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2979.0
    [m]
    DC
    RRI
    2988.0
    [m]
    DC
    RRI
    2997.0
    [m]
    DC
    RRI
    3006.0
    [m]
    DC
    RRI
    3008.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    RRI
    3024.0
    [m]
    DC
    RRI
    3028.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3033.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.0
    [m]
    DC
    RRI
    3051.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3063.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3069.0
    [m]
    DC
    RRI
    3078.0
    [m]
    DC
    RRI
    3087.0
    [m]
    DC
    RRI
    3096.0
    [m]
    DC
    RRI
    3105.0
    [m]
    DC
    RRI
    3114.0
    [m]
    DC
    RRI
    3123.0
    [m]
    DC
    RRI
    3132.0
    [m]
    DC
    RRI
    3141.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3152.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3159.0
    [m]
    DC
    RRI
    3168.0
    [m]
    DC
    RRI
    3177.0
    [m]
    DC
    RRI
    3186.0
    [m]
    DC
    RRI
    3195.0
    [m]
    DC
    RRI
    3204.0
    [m]
    DC
    RRI
    3213.0
    [m]
    DC
    RRI
    3222.0
    [m]
    DC
    RRI
    3231.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3249.0
    [m]
    DC
    RRI
    3258.0
    [m]
    DC
    RRI
    3267.0
    [m]
    DC
    RRI
    3276.0
    [m]
    DC
    RRI
    3285.0
    [m]
    DC
    RRI
    3297.0
    [m]
    DC
    RRI
    3306.0
    [m]
    DC
    RRI
    3315.0
    [m]
    DC
    RRI
    3324.0
    [m]
    DC
    RRI
    3333.0
    [m]
    DC
    RRI
    3342.0
    [m]
    DC
    RRI
    3351.0
    [m]
    DC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC/SWC
    RRI
    3369.0
    [m]
    DC
    RRI
    3378.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3387.0
    [m]
    DC
    RRI
    3393.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3396.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    1742
    1742
    1904
    2015
    2015
    2250
    2250
    2334
    2496
    2496
    2825
    3098

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.66

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.11
    .PDF
    5.53

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSI GR
    1742
    2625
    HRLA PEX DSI GR
    2848
    3393
    MSCT GR
    2848
    3393
    MWD LWD - GR GEO VISDN ISON PWD
    2843
    3400
    MWD LWD - GR GEOVIS VISDN PWD DI
    2522
    2842
    MWD LWD - GR RES ARC ISON DIR
    2207
    2503
    MWD LWD - GR RES CDR DIR
    1817
    2214
    MWD LWD - PP
    1742
    1852
    MWD LWD - PP ARC
    2522
    2838
    VSI GR
    1680
    2640
    VSI GR
    2521
    3390
    ZO VSP
    421
    3390

  • 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
    1833.0
    36
    1852.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    2207.0
    26
    2214.0
    1.14
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2510.0
    17 1/2
    2518.0
    1.24
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2830.0
    12 1/4
    2843.0
    1.27
    LOT
    OPEN HOLE
    3400.0
    8 1/2
    3400.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1775
    1.23
    20.0
    WATER BASED
    1852
    1.05
    WATER BASED
    2035
    1.22
    20.0
    WATER BASED
    2214
    1.05
    WATER BASED
    2518
    1.11
    11.0
    WATER BASED
    2522
    1.12
    11.0
    WATER BASED
    2670
    1.22
    21.0
    WATER BASED
    2842
    1.18
    21.0
    WATER BASED
    2922
    1.20
    21.0
    WATER BASED
    3305
    1.21
    21.0
    WATER BASED
    3400
    1.21
    21.0
    WATER BASED