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

6407/9-6

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.
    6407/9-6
    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.
    SUSPENDED
    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.
    6407/9-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    84-121 SP.228
    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.
    499-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    71
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.01.1986
    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.
    13.03.1986
    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.
    13.03.1988
    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.
    07.11.2005
    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.
    APPRAISAL
    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
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    276.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1800.0
    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).
    1796.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    57
    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.
    ROR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 19' 58.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 44' 23.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7134880.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    439100.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    871

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/9-6 was drilled on the Draugen Field in the Haltenbanken area off shore Mid Norway. The target was the Rogn Sandstone Formation of the Late Jurassic. The objectives were to identify the western edge of the Rogn
    Formation, to establish the reservoir properties and development of the basal shale, to evaluate the water injection potential in oil-bearing sand, and to calibrate the seismic velocity.
    Operations and results
    Appraisal well 6407/9-6 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin 2 January 1986 and drilled to TD at 1800 m in the Early Jurassic Ror Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and bentonite down to807 m, with KCl/polymer mud from 807 m to 1603 m, and with chalk mud from 1603 m to TD.
    The Rogn Formation was encountered oil-bearing from the top at 1642.5 m (1617.5 m SS) down to the base at 1660 m (1633.5 m SS). Average reservoir quality over this 17.5 m interval was very good, with calculated hydrocarbon saturation of 79 % and an average porosity of 31 %. Core permeabilities in the oil-bearing interval typically ranged between 1 and 10 Darcy. The underlying Fangst Group was interpreted as fully water bearing below 1671 m (1646 m SS), however low hydrocarbon saturations were calculated in the interval 1662 m to 1671 m (1637 - 1646 m SS). These were confirmed by the observed fluorescence in the cores over this interval and by Dean-Stark fluid saturation measurements.
    Four cores were cut in the interval 1646 - 1690.2 m. An FMT survey gave the same reservoir oil and water gradients as in the other wells on Draugen, and it was found that the Rogn Formation and the Fangst Group belong to the same pressure regime. One FMT fluid sample was taken at 1652.5 m in the Rogn Formation. After the well was plugged an intermittent stream of gas bubbles was observed leaking from the wellhead. Analysis of a sample of the gas showed that it consisted of methane only. The rig abandoned the location and a programme for regular monitoring of the wellhead and gas leak activity was initiated.
    The well was suspended as an oil appraisal and possible water injection well on 13 March 1986.
    Testing
    One DST test was performed in the Rogn Formation in the interval 1643 -1656 m. The test produced 1018 Sm3/day (6400 Stb/day) on a 56/64" choke. The GOR at separator was 18.4 Sm3/Sm3 (103 scf/stb), oil gravity was 40 deg API (0.825 g/cm3), gas gravity was 0.810 (air = 1), and CO2 content was 0.6%. Water injection in the same interval was tested with a maximum injection of 2385 Sm3/day (15000 bbl/day).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    390.00
    1800.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1646.0
    1657.8
    [m ]
    2
    1660.0
    1672.7
    [m ]
    3
    1672.7
    1677.0
    [m ]
    4
    1678.8
    1690.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    40.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1646-1651m
    Kjerne bilde med dybde: 1651-1656m
    Kjerne bilde med dybde: 1656-1657m
    Kjerne bilde med dybde: 1660-1665m
    Kjerne bilde med dybde: 1665-1670m
    1646-1651m
    1651-1656m
    1656-1657m
    1660-1665m
    1665-1670m
    Kjerne bilde med dybde: 1670-1672m
    Kjerne bilde med dybde: 1672-1677m
    Kjerne bilde med dybde: 1678-1683m
    Kjerne bilde med dybde: 1683-1688m
    Kjerne bilde med dybde: 1688-1690m
    1670-1672m
    1672-1677m
    1678-1683m
    1683-1688m
    1688-1690m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1656.5
    [m]
    C
    RRI
    1656.8
    [m]
    C
    RRI
    1657.1
    [m]
    C
    RRI
    1657.8
    [m]
    C
    RRI
    1660.1
    [m]
    C
    RRI
    1660.3
    [m]
    C
    RRI
    1660.6
    [m]
    C
    RRI
    1661.0
    [m]
    C
    RRI
    1661.2
    [m]
    C
    RRI
    1661.7
    [m]
    C
    RRI
    1662.0
    [m]
    C
    RRI
    1662.2
    [m]
    C
    RRI
    1662.4
    [m]
    C
    RRI
    1662.4
    [m]
    C
    RRI
    1663.3
    [m]
    C
    RRI
    1671.4
    [m]
    C
    RRI
    1681.9
    [m]
    C
    RRI
    1684.4
    [m]
    C
    RRI
    1689.6
    [m]
    C
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    SAMPLE8
    1637.00
    1646.00
    18.02.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.75

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.93
    pdf
    0.82

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACL CBL VDL GR
    303
    1628
    ACL CBL VDL GR
    1055
    1735
    CDL CN GR
    365
    807
    CDL CN GR
    785
    1603
    CDL CNL GR
    1572
    1799
    CORGUN
    1624
    1787
    DIFL ACL GR
    278
    808
    DIFL ACL GR
    1572
    1799
    DIFL ACL SP
    675
    1607
    DIPLOG
    1616
    1794
    DLL MLL GR
    1612
    1795
    FMT HP
    1652
    1652
    VELOCITY
    378
    1787

  • 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
    375.0
    36
    382.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    804.0
    26
    812.0
    1.44
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1619.0
    17 1/2
    1628.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1776.0
    12 1/4
    1800.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    354
    1.03
    WATER BASED
    06.01.1986
    375
    1.03
    WATER BASED
    06.01.1986
    382
    1.06
    11.0
    16.0
    WATER BASED
    07.01.1986
    382
    1.03
    120.0
    WATER BASED
    06.01.1986
    416
    1.15
    WATER BASED
    10.03.1986
    416
    1.15
    WATER BASED
    11.03.1986
    416
    1.15
    WATER BASED
    12.03.1986
    484
    1.15
    65.0
    9.0
    WATER BASED
    25.05.1993
    609
    1.14
    36.0
    2.0
    WATER BASED
    28.05.1993
    613
    1.11
    11.0
    17.0
    WATER BASED
    08.01.1986
    810
    1.12
    11.0
    17.0
    WATER BASED
    09.01.1986
    810
    1.13
    12.0
    21.0
    WATER BASED
    09.01.1986
    810
    1.03
    WATER BASED
    13.01.1986
    812
    1.03
    WATER BASED
    13.01.1986
    812
    1.03
    WATER BASED
    14.01.1986
    812
    1.03
    WATER BASED
    12.01.1986
    817
    1.35
    23.0
    25.0
    WATER BASED
    16.01.1986
    860
    1.14
    36.0
    2.0
    WATER BASED
    02.06.1993
    860
    1.14
    34.0
    4.0
    WATER BASED
    25.05.1993
    860
    1.14
    36.0
    2.0
    WATER BASED
    28.05.1993
    1126
    1.37
    22.0
    27.0
    WATER BASED
    17.01.1986
    1376
    1.39
    31.0
    31.0
    WATER BASED
    20.01.1986
    1539
    1.39
    27.0
    22.0
    WATER BASED
    20.01.1986
    1554
    1.16
    35.0
    3.0
    WATER BASED
    25.05.1993
    1589
    1.14
    35.0
    2.0
    WATER BASED
    25.05.1993
    1589
    1.14
    34.0
    3.0
    WATER BASED
    25.05.1993
    1628
    1.39
    33.0
    29.0
    WATER BASED
    21.01.1986
    1628
    1.39
    31.0
    30.0
    WATER BASED
    20.01.1986
    1628
    1.39
    32.0
    21.0
    WATER BASED
    21.01.1986
    1628
    1.40
    33.0
    29.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1633
    1.40
    26.0
    37.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1641
    1.15
    WATER BASED
    10.03.1986
    1646
    1.20
    16.0
    19.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1660
    1.20
    16.0
    19.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1672
    1.20
    21.0
    26.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1678
    1.20
    18.0
    23.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1730
    1.15
    WATER BASED
    11.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    11.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    12.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    10.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    14.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    16.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    20.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    21.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    24.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    27.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    28.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    03.03.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    04.03.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    07.03.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    07.03.1986
    1738
    1.03
    WATER BASED
    04.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    06.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    11.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    17.02.1986
    1738
    1.15
    WATER BASED
    05.03.1986
    1750
    1.20
    20.0
    27.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1800
    1.21
    19.0
    26.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    1800
    1.21
    20.0
    28.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    1800
    1.21
    21.0
    30.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    1800
    1.21
    20.0
    30.0
    WATER BASED
    31.01.1986
    1800
    1.21
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    03.02.1986

  • 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
    0.25