Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6607/12-2 S

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.
    6607/12-2 S
    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.
    SUSPENDED
    Pressemelding
    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.
    6607/12-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    TO06 M02-inline5080 & crossline 3494
    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.
    Total E&P Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1367-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.07.2011
    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.
    25.10.2011
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    25.10.2011
    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.
    25.10.2013
    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.
    25.10.2013
    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
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    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/GAS
    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.
    YES
    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.
    MIDDLE 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.
    FANGST GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    BÅT GP
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY CRETACEOUS
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    LANGE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    369.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4404.0
    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).
    4274.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    30
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    158
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 1' 17.99'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 51' 50.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7322976.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448482.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6642

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6607/12-2 S was drilled on the Alve North structure about eight kilometres west of the Norne field. The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks (Fangst and Båt group). The secondary exploration target was to prove petroleum in Cretaceous reservoir rocks (Cromer Knoll group). The Åre Formation should also be evaluated, but the probability of hydrocarbons here was considered low due to a dry Åre Formation in 6507/3-1. The well was designed to be suspended as a possible producer in the event of a discovery. For this reason it was placed as high as possible and in the centre of the structure, deviated and kept parallel to the main fault for keeping a safe distance from potential associated fractures and at the same time access the fluids as efficiently as possible.
    Operations and results
    Well 6607/12-2 S was spudded with the semi-submersible installation Songa Delta on 22 July and drilled to TD at 4404 m (4274 m TVD) in the Early Jurassic Åre Formation. The well was drilled as high as possible on the NW part of the structure, down to a kick off point above BCU at 3500 m, and then deviated at 30 deg angle in order to stay parallel to the main bounding fault. Drilling the well went without significant problems. A total of 30 days (8 days for Cretaceous and 22 days for Jurassic) was necessary to perform the wire line logging on this well. Three different logging sequences were needed: Cretaceous, Jurassic and Åre deepening to TD. Close to eight days was counted as lost time due to logging problems. The well was drilled with sea water and bentonite hi-vis pills down to 1355 m, with water based mud from 1355 m to 1981 m, and with oil based mud from 1981 m to TD.
    The Cretaceous Lange Formation was encountered at 2862 m. Lange Sandstones were found hydrocarbon bearing in two units near the base. The Upper unit contained gas from 2994 m down to 3016 m and light oil from 3033 m down to 3057 m. The reservoir was a few meters net of thin sandstones interbedded in claystone. The Lower unit had 15 bar higher pressure than the gradient in the upper unit. It contained gas from 3094 to a GOC at 3137 and oil from there to an OWC at 3148.5 m. This reservoir was in thick medium to coarse grain sandstones with thin interbeds of claystone.
    The Garn Formation was encountered at 3610 m (3587.5 m TVD), 15m deeper than expected. Except for a thin interval in the uppermost Garn, all reservoirs of the Fangst Group, Tofte Formation, and Tilje Formation had relatively poor reservoir properties. These reservoirs had gas from top Garn to a GOC at 3726 and oil down to an ODT at 3753 m. A second column with light oil was penetrated from 3760 to and ODT at 3780 m. The Tilje Formation contained condensate and light oil, but no contacts were established due to tight formation. The Åre Formation was encountered at 3935 m and contrary to expectation proved to contain hydrocarbons in thin or metric sandstones, with gas in the upper section and condensate/light oil in deeper sections. The hydrocarbon bearing sandstones did not have a common pressure gradient. Condensate and light oil were sampled in the thickest reservoir, a 50m stack of medium to coarse sandstones. No oil shows above the oil based mud were recorded.
    A 53 m core was cut from 3613 m to 3667 m in Garn/Not with 98% recovery. Wire line (MDT and RCI) fluid samples were taken in the Lange Formation at 3006.5 m (gas), 3055 m (light oil), 3071 m (water), 3122 m (gas), 3140.5 m (oil), 3146.0 m (oil), 3149.5 m (water and trace oil), 3157 m (water and trace oil). In the Jurassic wire line fluid samples were taken at 3614.3 m (dry gas/condensate), 3622.6 m (dry gas/condensate), 3702.9 m (dry gas/condensate), 3738.0 m (light oil), 3761.3 m (light oil), 3775 m (light oil), 3815 m (condensate/light oil), 3872.5 m (light oil), 3926.4 m (light oil), 3944 m (condensate/light oil), 4132 m (condensate/light oil), and 4248.5 m (condensate/light oil).
    Due to rig schedule obligations drilling operations were stopped on 2 October at 4404 m in the Åre Formation in an oil down to situation. After logging and 11 days WOW the well was suspended on 25 October 2011 as an oil and gas discovery.
    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]
    1360.00
    4404.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3613.0
    3666.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    53.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR CN MREX
    3770
    4070
    GR CN ZDL MREX
    3480
    4211
    GR CN ZDL RMEX
    1971
    3420
    GR EI
    3600
    4215
    GR EI XMAC F1 HDIL
    1971
    3495
    GR HWGS QCNT CDT CMR
    4100
    4406
    GR MDT SP
    3727
    3761
    GR MDT SP
    3775
    3796
    GR MDT SP
    4230
    4252
    GR MDT SP PA
    3613
    3747
    GR MDT SP PA
    3642
    3655
    GR MREX
    2840
    3200
    GR PPC GPIT MSIP AIT
    3494
    4407
    GR RCI
    2857
    3157
    GR RCI
    3611
    4174
    GR RCI MINIDST
    3055
    3149
    GR RCOR
    3001
    3265
    GR RCOR
    3863
    4132
    GR ZOVSP
    1738
    4207
    HDIL XMEC EI
    3395
    4215
    LWD - ASS PWD ECD GR DI
    1981
    3500
    LWD - EWR DGR PWD DI
    470
    1355
    LWD - PWD ECD GR DI
    1355
    1981
    LWD - PWD ECD GR DI
    4217
    4404
    LWD - RAB PWD ECD GR DI
    3500
    4217
    VDL SBT GR CCL
    2397
    3494

  • 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
    464.0
    36
    470.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    1348.0
    26
    1355.0
    1.61
    FIT
    PILOT HOLE
    1355.0
    9 7/8
    1355.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1972.0
    17 1/2
    1981.0
    1.75
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    3494.0
    12 1/4
    3500.0
    1.75
    FIT
    OPEN HOLE
    4217.0
    8 1/2
    4217.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    783
    1.06
    SPUD MUD
    1355
    1.45
    16.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    1380
    1.45
    16.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    1981
    1.59
    35.0
    CARBO TECH
    2203
    1.60
    41.0
    CARBO TECH
    2442
    1.48
    34.0
    CARBO TECH
    2850
    1.60
    44.0
    CARBO TECH
    3500
    1.60
    39.0
    CARBO TECH
    3667
    1.45
    30.0
    CARBO TECH
    4217
    1.46
    31.0
    CARBO TECH
    4217
    1.46
    28.0
    CARBO TECH
    4367
    1.46
    30.0
    CARBO TECH
    4404
    1.46
    29.0
    CARBO TECH

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.28