Gi hele eller deler av navn på brønnbane, lisens, felt , selskap, innretning etc. Feks. Aker, Statfjord, 24/12, ABP21014. Det søkes ikke i innholdet i sidene.
Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
6406/12-G-1 H
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.
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.
Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
Neptune Energy Norge AS
Boretillatelse
Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
1815-L
Boreinnretning
Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
Sokkeldirektoratets navn på produksjonsinnretningen, for utvinningsbrønner.
FENJA G
Boredager
Antall dager fra borestart til boreslutt.
53
Borestart
Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
02.09.2020
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.
24.10.2020
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.
24.10.2022
Borestart for forboring
Dato når forboringsaktiviteten ble startet ( se også Borestart).
03.05.2020
Plugget dato
Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
24.10.2020
Boreslutt for forboring
Dato når forboringsaktiviteten ble ferdigstillt (se også boreslutt).
05.05.2020
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.
24.10.2022
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.
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.
MELKE FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
38.6
Vanndybde ved midlere havflate [m]
Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
322.4
Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
4235.0
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).
3734.0
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.
MELKE FM
Geodetisk datum
Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
ED50
NS grader
Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
64° 1' 50.48'' N
ØV grader
Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
6° 45' 2.87'' E
NS UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
7102548.56
ØV UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
390119.10
UTM sone
Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
32
NPDID for brønnbanen
Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
Well 6406/12-G-1 H is an extension of an observation well for the 6406/12-3 A (Bue) oil discovery. The well was drilled on the Fenja field on the southern end of the Halten Terrace in the Norwegian Sea. The primary objective of the exploration section was to confirm oil in Rogn Formation sandstones in the north-eastern part of the Fenja Field, and thereby reduce uncertainty in the resource estimates. Secondary objective was to test Intra Melke Formation sandstones.
Operations and results
A 9 7/8" pilot hole designated 6406-12-U-1 was drilled down to 1240 m to check for shallow gas. No shallow gas was detected.
Well 6406/12-G-1 H was spudded with the semi-submersible installation West Phoenix on 3 May 2020 and drilled to TD at 4235 m (3734 m TVD) in Middle Jurassic (Callovian) claystone belonging to the Melke Formation. The well was drilled in 67.7 days vs. the planned 38.4 days with 13 days (19%) WOW and 8.4 days (12.3%) NPT. Main source of WOW was related to running the 20" casing and while running the 13-5/8" casing. NPT was mainly due to loosing and fishing of Wireline tool string, as well as reduced crew availability due to Covid-19 outbreak on the rig. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1244 m, with RheGuard oil-based mud from 1244 to 2477 m, and with Exploradrill oil-based mud from 2477 to TD.
Well 6406/12-G-1 H did not encounter reservoir rocks in the primary Bue/Rogn Formation target. The well did however encounter moveable hydrocarbons in Intra-Melke Formation sandstones just below a thin Spekk Formation. These sandstones were penetrated from 3861 to 3956 m (3376.6 to 3462.6 m TVD). The best sands were in the upper part with progressively poorer sands and increasing claystone interbeds downwards. Petrophysical analysis indicated pay zones down to 3872 m (3386.6 m TVD). A possible Oil-Down-To (ODT) is indicated at 3955.2m MD (3462.5 m TVD) based on weakening fluorescence in core three. The hydrocarbons in the Intra Melke Formation sandstones were in in a different pressure regime compared to both the Pil (intra-Melke Formation sandstones) and the Bue (Rogn Formation) discoveries.
Three cores were cut. Core one was cut from 3868 to 3871.3 m with 51.5% recovery. The core jammed of in what appeared to be a coal bed. Core two was cut from 3871.3 to 3925.9 m with 100% recovery. Core three was cut from 3925.9 to 3962.3 m with 99.4% recovery. MDT oil samples were taken at 3865.8 m (3381.1 m TVD).
The well was permanently abandoned on 24 October 2020 as an oil discovery.
PDF