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

1/6-4

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.
    1/6-4
    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
    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.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    1/6-4
    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.
    144-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    103
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.12.1975
    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.
    09.04.1976
    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.
    09.04.1978
    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.
    15.06.2011
    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
    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).
    33.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    72.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3810.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    133
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 44' 52.06'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 42' 23.64'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6289490.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    482053.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    242

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/6-4 was drilled in the southernmost part of the Breiflabb Basin in the North Sea. The objective was to evaluate a large low relief base Tertiary - Late Cretaceous structure with potential reservoirs both in the Danian - Late Cretaceous Chalk and in the Paleocene Sands. The primary target was the Chalk (Ekofisk and Tor formations).
    Operations and results
    Wildcat well 1/6-4 was spudded with the semi-submersible installation Chris Chenery on 29 December 1975 and drilled to TD at 3810 m in the Late Cretaceous Tor Formation. The drilling of 1/6-4 was beset with rig mechanical problems, most notably failures in the mooring system induced by adverse North Sea weather. All in all 34 days (ca 33%) of the total rig time on the well was counted as down time. The well was drilled with bentonite/seawater spud mud down to 437 m and with lime/Drispac/seawater mud from 437 m to TD.
    Top Rogaland Group, Balder Formation, came in at 3110 m. A Paleocene sandstone, Andrew Formation was penetrated from 3197 to 3253 m. Top Shetland Group, Ekofisk Formation, came in at 3374 m. The Balder Formation (Tuff marker) had some residual hydrocarbons up to 30%. This was substantiated by gas readings and some shows of fluorescence in ditch cuttings. The underlying Andrew Formation sandstones were found 100% water-bearing. Both the Danian and Maastrichtian were fully water bearing based on petrophysical analyses. This was in agreement with the lack of oil/gas shows while drilling in this section.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 9 April 1978 as a dry well with shows.
    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]
    192.00
    3810.00

  • 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
    181.0
    36
    187.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    429.0
    26
    437.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1224.0
    17 1/2
    1232.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3272.0
    12 1/4
    3285.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3810.0
    8 1/2
    3810.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    594
    1431
    BGT
    1409
    2947
    BHC GR
    1409
    4036
    BHC GR CAL
    4023
    10775
    BHC GR CAL
    10736
    12498
    DLL GR
    10737
    12484
    DLL SP
    4023
    10765
    FDC CNL CAL
    4026
    10776
    FDC CNL GR CAL
    10737
    12500
    IES GR
    4024
    10778

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    105
    1633
    3110
    3110
    3124
    3130
    3197
    3253
    3335
    3374
    3374
    3475

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.05
    pdf
    0.69

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.62
    pdf
    25.70

  • 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
    0.27

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    173
    1.54
    seawt/bento
    435
    1.55
    seawt/bento
    1228
    1.55
    seawt/bento
    3283
    1.56
    seawt/lime
    3810
    1.56
    seawt/lime

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    8000.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8060.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8120.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8180.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8240.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8300.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8360.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8420.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8480.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8540.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8600.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8620.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8660.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8680.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8720.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8740.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8780.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8800.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8840.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8860.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8900.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8920.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8960.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8980.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9020.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9040.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9080.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9100.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9140.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9160.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9200.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9220.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9260.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9270.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9320.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9330.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9380.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9410.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9450.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9480.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9500.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9520.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9560.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9600.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9620.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9680.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9700.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9740.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9760.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9800.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9840.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9860.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9920.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9960.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9980.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10020.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10040.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10080.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10140.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10180.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10200.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10220.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10260.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10300.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10320.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10340.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10380.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10400.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10440.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10450.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10500.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10510.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10560.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10600.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10620.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10670.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10680.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10720.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10730.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10770.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10790.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10820.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10850.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10900.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10910.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10960.0
    [ft]
    DC
    RRI
    10970.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11020.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11030.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11080.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11090.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11150.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11220.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11280.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11340.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11410.0
    [ft]
    DC
    RRI