Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/9-8

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.
    6407/9-8
    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.
    RE-CLASS TO DEV
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    6407/9-8
    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.
    739-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    40
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.08.1992
    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.
    22.09.1992
    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.
    22.09.1994
    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.
    28.06.2007
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    230.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2126.0
    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).
    2125.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    65
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 23' 7.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 57' 37.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7140556.61
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    449852.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1974

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6407/9-8 was drilled on the Husmus East structure, situated east of the Draugen Field on the edge of the Trøndelag Platform on the Mid Norwegian Continental Shelf. The principal objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the Late Jurassic Rogn Formation in a dip closure trap. Secondary objective was to test the potential for gas storage in the Rogn Formation and in the middle Jurassic Garn Formation. The well was also drilled to acquire additional stratigraphic information on the reservoir development of the Middle and Early Jurassic Ile and Tilje Formation.
    Operations and results
    Well 6407/9-8 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 14 August 1992 and drilled to TD at 2126 m in the Early Jurassic Tilje Formation. Operations went without significant problems. The well was drilled with seawater and bentonite down to 1120 m, with polymer/gypsum mud from 1120 m to 1582 m, and with KCl/polymer mud from 1582 m to TD.
    No potential reservoir zones were found above the Viking Group, which was penetrated from 1606.5 m to 1730 m. The Rogn Formation vas poorly developed as a thin (<1 m), well-cemented silty to very fine sandstone facies with low porosity and permeability. A well-developed Garn Formation in a sand facies vas encountered, with high porosities and permeabilities. The well vas terminated in sandstone of the Tilje Formation after penetration of Ile Formation sandstone. Both the Garn Formation and the Ile Formations appeared to be suitable for gas injection. The well was entirely water wet all through. This was evident from electrical logs, pressure gradients, and lack of shows on cores and cuttings. Post-well geochemical analyses of cores and cuttings confirmed general lack of migrated hydrocarbons. A total of seven cores were cut in the well with 105.95 m recovered. Cores 1 to 5 were cut from 1605 m to 1685 m in the Spekk and Rogn Formations. Cores 6 and 7 were cut from 1723 m to 1760.5 m in the Melke and Garn Formations. A dense FMT pressure-sampling programme confirmed a water-wet reservoir with a pressure gradient close to the theoretical gradient for the established Draugen Formation water. A number of attempts were made to take water samples at depths of 1731.5 m (Garn) and 1940 m (Ile). Some degree of filtrate contamination vas noted.
    The well was classified as dry and was suspended on 23 September 1992 as a possible future development well for the Draugen Field. It was re-entered on 14 August and taken in use as a gas injector
    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]
    1130.00
    2127.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1605.0
    1622.1
    [m ]
    2
    1623.0
    1633.1
    [m ]
    3
    1633.5
    1642.0
    [m ]
    4
    1650.0
    1666.0
    [m ]
    5
    1666.0
    1685.0
    [m ]
    6
    1723.0
    1741.9
    [m ]
    7
    1742.0
    1758.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    106.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1605-1609m
    Kjerne bilde med dybde: 1609-1613m
    Kjerne bilde med dybde: 1613-1617m
    Kjerne bilde med dybde: 1617-1621m
    Kjerne bilde med dybde: 1621-1622m
    1605-1609m
    1609-1613m
    1613-1617m
    1617-1621m
    1621-1622m
    Kjerne bilde med dybde: 1623-1627m
    Kjerne bilde med dybde: 1627-1631m
    Kjerne bilde med dybde: 1631-1633m
    Kjerne bilde med dybde: 1633-1637m
    Kjerne bilde med dybde: 1637-1641m
    1623-1627m
    1627-1631m
    1631-1633m
    1633-1637m
    1637-1641m
    Kjerne bilde med dybde: 1641-1642m
    Kjerne bilde med dybde: 1650-1654m
    Kjerne bilde med dybde: 1654-1658m
    Kjerne bilde med dybde: 1658-1662m
    Kjerne bilde med dybde: 1662-1666m
    1641-1642m
    1650-1654m
    1654-1658m
    1658-1662m
    1662-1666m
    Kjerne bilde med dybde: 1666-1670m
    Kjerne bilde med dybde: 1670-1674m
    Kjerne bilde med dybde: 1674-1678m
    Kjerne bilde med dybde: 1678-1682m
    Kjerne bilde med dybde: 1682-1684m
    1666-1670m
    1670-1674m
    1674-1678m
    1678-1682m
    1682-1684m
    Kjerne bilde med dybde: 1723-1727m
    Kjerne bilde med dybde: 1727-1731m
    Kjerne bilde med dybde: 1731-1735m
    Kjerne bilde med dybde: 1735-1739m
    Kjerne bilde med dybde: 1739-1741m
    1723-1727m
    1727-1731m
    1731-1735m
    1735-1739m
    1739-1741m
    Kjerne bilde med dybde: 1742-1746m
    Kjerne bilde med dybde: 1746-1750m
    Kjerne bilde med dybde: 1750-1754m
    Kjerne bilde med dybde: 1754-1758m
    Kjerne bilde med dybde: 1758-1759m
    1742-1746m
    1746-1750m
    1750-1754m
    1754-1758m
    1758-1759m

  • 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
    309.7
    36
    310.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1110.0
    26
    1112.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1553.3
    17 1/2
    1555.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2118.0
    12 1/4
    2120.0
    1.73
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CORGUN
    286
    400
    CORGUN
    286
    400
    CORGUN
    1134
    1578
    CORGUN
    1550
    2110
    CORGUN
    1688
    1852
    CORGUN
    1860
    1933
    CORGUN
    1939
    2098
    DIFL ACL BHC GR
    1110
    1582
    DIFL BHC ACL GR
    252
    1113
    DIFL BHC ACL GR
    252
    1113
    DIFL BHC ACL GR
    1110
    1582
    DIFL BHC ACL GR
    1553
    1759
    DIFL BHC ACL GR
    1553
    2120
    DIPLOG
    1550
    2110
    DLL MLL GR
    1553
    2115
    FMT
    1651
    1920
    FMT
    1731
    2096
    FMT
    1880
    2105
    FMT
    1940
    1940
    MWD
    252
    160
    SBT VDL GR
    1419
    2086
    SPECTRALOG
    1553
    2120
    VSP
    1553
    2121
    ZDL CNL GR
    252
    1113
    ZDL CNL GR
    252
    1113
    ZDL CNL GR
    1110
    1582
    ZDL CNL GR
    1553
    1759
    ZDL CNL GR
    1553
    2120
    ZDL FDC GR
    1110
    1582

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    43.91

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.46
    pdf
    0.15

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    310
    1.02
    200.0
    WATER BASED
    316
    1.01
    200.0
    WATER BASED
    477
    1.02
    200.0
    WATER BASED
    674
    1.02
    200.0
    WATER BASED
    1117
    1.02
    200.0
    WATER BASED
    1117
    1.02
    200.0
    WATER BASED
    1120
    1.02
    200.0
    WATER BASED
    1125
    1.39
    60.0
    WATER BASED
    1400
    1.39
    60.0
    WATER BASED
    1582
    1.39
    82.0
    WATER BASED
    1598
    1.13
    37.0
    WATER BASED
    1650
    1.14
    39.0
    WATER BASED
    1666
    1.14
    40.0
    WATER BASED
    1702
    1.15
    40.0
    WATER BASED
    1742
    1.15
    39.0
    WATER BASED
    1800
    1.16
    39.0
    WATER BASED
    1962
    1.14
    38.0
    WATER BCSED
    2126
    1.14
    38.0
    WATER BASED