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

6407/12-1

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.
    6407/12-1
    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).
    APPRAISAL
    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.
    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.
    6407/12-1
    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.
    958-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    9
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.07.1999
    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.
    15.07.1999
    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.
    15.07.2001
    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.
    29.05.2002
    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
    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.
    OIL
    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
    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.
    LATE 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.
    ROGN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    289.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1805.0
    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).
    1802.9
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    69
    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.
    MIDDLE 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.
    GARN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 14' 23.44'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 42' 7.98'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7124559.46
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    437067.41
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3781

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 6407/12-1 is located on the western edge of the Trøndelag Platform in PL176, some 13 km South of the Draugen platform. It was drilled to test the hydrocarbon potential of the Upper Jurassic sands of the Rogn Formation, which is the main reservoir unit in the Draugen Field. The second objective was to log and sample the upper 20 m of the Middle Jurassic Garn Formation.
    Operations and results
    The well was spudded on 7 July 1999 with the semi-submersible installation "Mærsk Jutlander" and drilled to a total depth of 1805 m in sandstone of the Garn Formation. It was drilled with sea water and Hi-vis bentonite pills to 714 m and with BARASILC silicate mud from 714 m to TD. The well found 2.3 m of oil-bearing sands in good quality reservoirs of the Rogn Formation. The Rogn Formation in the well is in pressure communication with the Rogn Formation reservoir of the Draugen Field. An oil MDT sample was acquired from 1660.7 m in the Rogn Formation. Sampling occurred extremely slowly despite a recorded mobility of 249 md/cp and a high porosity indicated from the density log. This suggests potential plugging of the probe due to the unconsolidated nature of the Rogn sandstone. The Garn Formation came in at 1763 m. No conventional core was cut in the well. The well was plugged and abandoned on 15 July 1999.
    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]
    970.00
    1805.00

  • 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
    373.0
    36
    375.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1805.0
    12 1/4
    1805.0
    1.85
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    1580
    1768
    MDT
    1660
    1771
    MWD LWD DIR
    311
    1805
    PEX/DSI HALS MCFL TLD HNGS
    1558
    1802
    VSP
    400
    1800

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.92

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    1.46
    .pdf
    44.13

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    963
    1.20
    9.0
    SPUD MUD
    1805
    1.35
    26.0
    BARASILC
    1805
    1.35
    26.0
    BARASILC

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    970.0
    [m]
    DC
    RRI
    990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1010.0
    [m]
    DC
    RRI
    1030.0
    [m]
    DC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1070.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1290.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1305.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1315.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1509.0
    [m]
    DC
    RRI
    1527.0
    [m]
    DC
    RRI
    1539.0
    [m]
    DC
    RRI
    1548.0
    [m]
    DC
    RRI
    1563.0
    [m]
    DC
    RRI
    1578.0
    [m]
    DC
    RRI
    1584.0
    [m]
    DC
    RRI
    1587.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1596.0
    [m]
    DC
    RRI
    1611.0
    [m]
    DC
    RRI
    1617.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1622.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1623.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1632.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1632.0
    [m]
    DC
    RRI
    1635.0
    [m]
    DC
    RRI
    1635.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1645.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1647.0
    [m]
    DC
    RRI
    1647.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1655.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1656.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1661.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1662.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1662.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1665.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1668.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1672.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1679.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1688.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1689.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1700.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1707.0
    [m]
    DC
    RRI
    1707.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1715.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1719.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1722.5
    [m]
    DC
    RRI
    1725.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1725.0
    [m]
    DC
    RRI
    1725.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1730.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1731.0
    [m]
    DC
    RRI
    1731.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1746.0
    [m]
    DC
    RRI
    1752.0
    [m]
    DC
    RRI
    1758.0
    [m]
    DC
    RRI
    1761.0
    [m]
    DC
    RRI
    1761.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1768.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1776.0
    [m]
    DC
    RRI
    1782.0
    [m]
    DC
    RRI
    1785.0
    [m]
    DC
    RRI
    1791.0
    [m]
    DC
    RRI
    1797.0
    [m]
    DC
    RRI
    1805.0
    [m]
    DC
    RRI