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

6605/8-2

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.
    6605/8-2
    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
    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.
    6605/8-2
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1181-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.05.2008
    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.
    10.07.2008
    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.
    10.07.2010
    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.
    01.08.2010
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    818.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4210.0
    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).
    4196.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    144
    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.
    LANGE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 18' 43.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 31' 43.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7357177.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    613350.28
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5812

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6605/8-2 was drilled in 818 m water depth ca 6 km south-south west of the Stetind discovery well 6605/8-1 in the Vøring Basin of the Norwegian Sea. The main objective of the well was to prove and test hydrocarbons with focus on reservoir and production properties. The main target was sandstone of the Lysing Formation, estimated to be up to 70 m thick with significantly improved reservoir quality compared to the 6605/8-1 well. The well was drilled up-flank of the first well, with the aim to find improved reservoir quality. The well was the second exploration well to be drilled on the Stetind prospect.
    Operations and results
    Wildcat well 6605/8-2 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 11 May 2008 and drilled to TD at 4210 m (4196 m TVD) in Late Turonian sediments of the Lange Formation. A 9 7/8" pilot hole was drilled to 2017.0 m in order to check for shallow gas or shallow water flow. Neither shallow gas nor shallow water flow was observed. No sirious problems were experienced in the operations, but some deviation around 3000 m led to a slight difference between MD and TVD (14 m at TD). Further, the MDT tool got stuck after a mini DST. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 1290 m, with seawater/hi-vis sweeps/Glydril mud from 1290 m to 2850 m, and with oil based Paratec mud from 2850 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary and Cretaceous age. The sandstones of the Lysing Formation had a gross thickness of 39 m; net to gross is 50%, total porosity 15% and water saturation 90%. The reservoir was thinner and of poorer quality than prognosed. The prognosed up-dip improvement in reservoir quality compared to the Stetind-1 well was not proved.
    Oil shows were as follows: Cut fluorescence with a faint petroleum odour was recorded at 2469 - 2505 m; good direct and cut fluorescence, and residual fluorescence was recorded at 2870 - 2874 m; rare traces of weak direct fluorescence were recorded at 3884 - 3893 m; and direct patchy (20%) fluorescence, no cut, was recorded at 3921 - 3922 m. fluorescence.
    Three conventional cores were cut from 3893 to 3942 m in the Lysing Formation. MDT fluid samples were taken at 3897.5 m during a mini-DST. Due to stucking and fortunately successful fishing of the tool, the mini-DST gave the temperature readings with longest time since circulations, 96 hours or more (time before the MDT was fished out). This temperature was 135 deg C, measured at 3884.6 m TVD RKB, giving a gradient of 44.9 deg C/km, assuming -1.5 deg C at sea floor.
    The well was permanently abandoned on 10 July 2008 as a dry well.
    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]
    2020.00
    4210.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3893.0
    3920.6
    [m ]
    2
    3921.0
    3928.2
    [m ]
    3
    3929.0
    3941.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    47.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    931.0
    36
    932.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    2004.0
    26
    2004.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2839.0
    17
    2847.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3713.0
    12 1/4
    3715.0
    1.73
    LOT
    OPEN HOLE
    4210.0
    8 1/2
    4210.0
    1.83
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI PEX ACTS ECRD
    3400
    4010
    DSI HRLA PEX
    2004
    2825
    MDT (EDTA GR ACTS ECRD)
    3886
    4034
    MDT (MRCS MRPO MRPA MRPS MRHY
    3886
    4034
    MDT (MRPO LFA MRSC MRMS MRPC
    3886
    4034
    MWD - ARC
    937
    2017
    MWD - ARC
    2010
    2850
    MWD - ARC
    3715
    4210
    MWD - ARC SON
    2850
    3715
    MWD - DIR
    841
    937
    MWD - DIR PWD
    937
    2010
    ZO VSP
    1640
    4130

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.53

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.20

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    934
    1.35
    19.0
    Glydril
    1100
    1.40
    24.0
    Glydril
    1290
    1.35
    17.0
    Glydril
    2145
    1.31
    21.0
    Glydril
    2385
    1.32
    23.0
    Glydril
    2586
    1.34
    23.0
    Glydril
    2650
    1.34
    22.0
    Glydril
    2715
    1.52
    29.0
    Paratec
    2719
    1.37
    25.0
    Glydril
    2765
    1.37
    23.0
    Glydril
    2804
    1.37
    21.0
    Glydril
    2836
    1.37
    20.0
    Glydril
    2850
    1.40
    22.0
    Glydril
    2853
    1.46
    25.0
    Paratec
    2859
    1.46
    25.0
    Paratec
    2885
    1.45
    26.0
    Paratec
    3120
    1.45
    26.0
    Paratec
    3214
    1.45
    27.0
    Paratec
    3353
    1.45
    24.0
    Paratec
    3424
    1.52
    26.0
    Paratec
    3565
    1.52
    28.0
    Paratec
    3700
    1.52
    27.0
    Paratec
    3715
    1.52
    27.0
    Paratec
    3718
    1.63
    27.0
    Paratec
    3745
    1.68
    27.0
    Paratec
    3893
    1.68
    26.0
    Paratec
    3893
    1.68
    26.0
    Paratec
    3916
    1.68
    25.0
    Paratec
    3922
    1.68
    25.0
    Paratec
    3929
    1.68
    25.0
    Paratec
    3941
    1.68
    26.0
    Paratec
    3945
    1.68
    26.0
    Paratec
    3990
    1.68
    26.0
    Paratec
    4045
    1.68
    25.0
    Paratec
    4100
    1.68
    25.0
    Paratec
    4200
    1.68
    26.0
    Paratec
    4210
    1.68
    26.0
    Paratec