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

6307/1-1 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.
    6307/1-1 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.
    P&A
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6307/1-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PGS14005: Inline 4063 crossline 4028
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1717-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    72
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.10.2018
    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.
    28.12.2018
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    28.12.2018
    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.
    28.12.2020
    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.
    28.12.2020
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    236.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4114.0
    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).
    3796.0
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 55' 15.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 18' 10.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7089500.42
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    416755.81
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8523

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6307/1-1 S was drilled to test the Silfari prospect in the Froan Basin in the Norwegian Sea. The primary exploration target for the well was to investigate the reservoir properties and the petroleum potential in Permian carbonate rocks (equivalent to the Wegner Halvø formation in the Late Permian at East Greenland). The secondary exploration target was to collect data for potential reservoirs in the Middle to Early Jurassic (the Fangst and Båt groups).
    Operations and results
    Wildcat well 6307/1-1 S was spudded with the semi-submersible installation Leiv Eiriksson on 18 October 2018 and drilled to TD at 4114 m in igneous rocks. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 329 m, with KCl/Polymer/GEM water-based mud from 329 to 923 m, with Baracarb High Performance water-based mud from 923 to 3119 m and with Baracarb HTHP water-based mud from 3119 m to TD.
    The well encountered good reservoir sands in the targeted Jurassic formation but with no hydrocarbon indications. Pressure data showed a clear water gradient of 1.02 g/cc. in the Jurassic. The well penetrated top Triassic Grey Beds at 2775 m (2610.3 m TVD) and top Red Beds at 2839 m (2665.7 m TVD). The deepest section below 3385 m (3146.5 m TVD) consists of undated igneous rocks. The deep Permian target was thus not present, and no hydrocarbons were present in these rocks.
    Numerous weak oil shows in the form of visible and/or fluorescing cut were recorded in the well, beginning at 1811 m in the Lange formation. The shows may have been influenced by mineral fluorescence and mud type.
    One core was cut from 3473 to 3482.6 m with 55.2 % recovery. The core to log depth shift is 0.4 m. MDT water samples were taken at 2131.59 m.
    The well was permanently abandoned on 28 December 2018 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]
    340.00
    4114.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3473.0
    3478.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    5.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR NEXT XPT
    1777
    3087
    FMI MSIP
    1756
    3120
    FMI MSIP
    2960
    4115
    HRLA PEX HNGS
    915
    1758
    HRLA PEX HNGS
    1756
    3080
    HRLA PEX HNGS
    3112
    4107
    MDT
    2131
    2131
    MSCT
    1317
    1667
    MSCT
    1807
    3076
    MSCT
    1984
    2382
    MWD LWD - GR PWD RES DIR AC
    296
    914
    MWD LWD - PWD GR DIR
    249
    328
    MWD LWD - RES GR PWD CAL DEN N A
    1684
    4113
    MWD LWD - RES INC GR PWD DIR AC
    860
    1765
    VSI
    2541
    4100
    VSP
    1200
    3075
    XLR
    3154
    4090
    XLR
    3312
    3709
    XPT NEXT CMR
    3112
    4105

  • 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
    328.8
    42
    328.8
    0.00
    PILOT HOLE
    621.0
    9 7/8
    621.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    915.0
    26
    923.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1756.9
    17 1/2
    1765.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    3112.3
    12 1/4
    3119.0
    1.86
    LOT
    OPEN HOLE
    4114.0
    8 1/2
    4114.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    235
    1.20
    15.0
    KCL/Gem
    261
    1.50
    30.0
    KCL/Gem
    620
    1.03
    Sea water
    725
    1.45
    27.0
    HT WBM
    763
    1.24
    18.0
    KCL/Gem/Polymer
    885
    1.45
    26.0
    High Performance WBM
    923
    1.45
    30.0
    High Performance WBM
    923
    1.26
    18.0
    KCL/Gem/Polymer
    1140
    1.45
    25.0
    High Performance WBM
    1677
    1.45
    25.0
    High Performance WBM
    1765
    1.39
    27.0
    High Performance WBM
    1765
    1.45
    23.0
    High Performance WBM
    2051
    1.40
    27.0
    High Performance WBM
    2292
    1.39
    29.0
    High Performance WBM
    2432
    1.40
    27.0
    High Performance WBM
    2540
    1.39
    29.0
    High Performance WBM
    2886
    1.45
    25.0
    HT WBM
    2886
    1.30
    18.0
    HT WBM
    2969
    1.39
    29.0
    High Performance WBM
    3119
    1.30
    20.0
    HT WBM
    3119
    1.40
    20.0
    High Performance WBM
    4113
    1.30
    18.0
    HT WBM