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

6706/6-1

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.
    6706/6-1
    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
    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.
    6706/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 1689-xline 6688 on ES00-01 3D
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1050-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    45
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.05.2003
    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.
    17.06.2003
    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.
    17.06.2005
    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.
    17.06.2005
    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.
    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.
    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.
    PALEOCENE
    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.
    NO FORMAL NAME
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    36.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    1298.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3451.0
    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).
    3450.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    84
    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.
    PALEOCENE
    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.
    NO FORMAL NAME
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    67° 33' 34.79'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 41' 18.38'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7495801.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    401546.00
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4705

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6706/6-1 is a true frontier well. It was drilled to test the hydrocarbon potential of the Cretaceous Hvitveis prospect at the Naglfar Dome in the Vøring Basin. The objective for Well 6706/6-1 was to test a seismically defined reservoir interval, interpreted to be a Nise Formation Equivalent.
    Operations and results
    Wildcat well 6706/6-1 was spudded with the dynamically positioned vessel West Navigator in 1298 m water depth on 2 May 2003 and drilled to TD at 3451 m in Paleocene sediments. Drilling started with a 9 7/8" pilot hole to 2050 m with MWD logging. High-risk shallow gas anomaly had been mapped 490 m east of the location. No shallow gas or boulder problems were encountered in the pilot hole. The main hole was drilled from a location ca 100 m south of the pilot hole. A hard crust about 1.5 m below the sea floor caused the bit to skid ca 40 m from the planned position in the first spud. In the second attempt the bit skidded 6 m before it entered the crust. This was within acceptable limits and drilling of the main hole could commence without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 2050 m and with KCl/Glydril mud from 2050 m to TD. First returns were at 2060 m.
    Biostratigraphic analyses showed that the entire section from 2060 m (first returns) to 3451 m (TD) was deposited during the Alisocysta margarita dinoflagellate zone, representing approximately 4 million years of sedimentation in the late Danian and early Selandian. The two uppermost cuttings samples (2060 m  and 2080 m) show well-preserved Alisocysta margarita and Palaeocystodinium bulliforme , together with reworked Late Cretaceous dinoflagellates. The conventional core and sidewall cores in the lowermost 170 metres of the well contain sparse and very poorly preserved A. margarita, P. bulliforme, Deflandrea spp., and Senoniasphaera inornata . The contrast in preservation quality of these Danian - Selandian dinoflagellates in the lower part of the well compared to those at the level of first returns indicate that the lowermost occurrences are in situ , since caved specimens would show pristine preservation. Microplankton assemblages in the conventional core and sidewall cores are totally dominated by reworking, mainly Late Cretaceous with some Early Cretaceous and older sources. Mixing of Late Cretaceous bioevents and absence of certain regional Late Cretaceous bioevents is further indication that this well penetrates approximately 1400 metres of a Danian - Selandian mass transport deposit sourced from Late and Early Cretaceous sediments.
    Four intervals in the well had higher gas readings ("gas shows") than the general background of 0.7- 1 %: 2340 m to 2360 m (maximum 6 %), 3014 m to 3020 m (maximum 6 %), 3260 m to 3280 m (maximum 8 %), and 3360 m to 3450 m (maximum 2.5 %). A weak oil show was described in a single cuttings sample from 2368 m. A second, weak oil show was described on the core at 3283.55 m. The well discovered a close to normally pressured dry gas accumulation in a reservoir section picked at 3239 m, beginning with thin sandstone stringers interbedded with shale, overlying more massive sandstones at 3251 m. Gas was found down to a free water level at 3266 m.
    Geochemical analyses showed that much of the shaley sequences penetrated by the well had good TOC, but with low potential for petroleum generation, probably only gas prone at best. Thermal maturity reaches beginning of the oil window %Ro = 0.5) at around 2700 m which is quite shallow considering the 1298 m water depth. At TD vitrinite reflectance is ca 0.75%. Headspace gas analyses largely confirmed the interval with gas shows recorded on the rig. In addition, some possibly migrated condensate-range hydrocarbons were found in cuttings in the interval 3100 m to 3250 m.
    One conventional core was cut with 82 % recovery in the interval 3277 m to 3285.5 m. Fluid sampling was done at 3265.5 m with the RCI wire line tool. The samples contained gas and mud filtrate with a thin film of condensate. All samples had dew points higher than the reservoir pressure and were thus not representative for the formation fluid. The reason for this was probably pressure draw down due to a relatively tight formation.
    The well was permanently abandoned on 18 June 2003 as a 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]
    2060.00
    3450.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3277.0
    3283.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    6.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    NO

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2070.0
    [m]
    DC
    OD
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2321.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    OD
    2405.0
    [m]
    DC
    RRI
    2447.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2906.0
    [m]
    DC
    RRI
    3016.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3237.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3238.0
    [m]
    DC
    RRI
    3243.2
    [m]
    SWC
    RRI
    3253.0
    [m]
    DC
    RRI
    3254.2
    [m]
    SWC
    RRI
    3262.0
    [m]
    DC
    RRI
    3262.2
    [m]
    SWC
    RRI
    3278.0
    [m]
    C
    OD
    3279.7
    [m]
    C
    OD
    3279.7
    [m]
    C
    RRI
    3279.8
    [m]
    C
    OD
    3279.8
    [m]
    C
    OD
    3279.8
    [m]
    C
    RRI
    3279.9
    [m]
    C
    OD
    3280.5
    [m]
    C
    OD
    3280.8
    [m]
    C
    OD
    3280.9
    [m]
    C
    OD
    3280.9
    [m]
    C
    RRI
    3281.0
    [m]
    C
    OD
    3281.2
    [m]
    C
    RRI
    3281.2
    [m]
    C
    OD
    3281.3
    [m]
    C
    OD
    3282.4
    [m]
    C
    RRI
    3282.4
    [m]
    C
    OD
    3282.7
    [m]
    C
    RRI
    3282.8
    [m]
    SWC
    RRI
    3283.0
    [m]
    C
    OD
    3286.0
    [m]
    DC
    OD
    3304.0
    [m]
    DC
    RRI
    3308.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3309.2
    [m]
    SWC
    RRI
    3328.0
    [m]
    DC
    OD
    3367.7
    [m]
    SWC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    OD
    3390.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3407.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    OD
    3450.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    1334
    1334
    1385
    1543
    1543
    1875
    1875
    3239

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.95

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .PDF
    8.54
    .PDF
    2.80

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR CHECKSHOT
    2770
    3220
    GR CN ZDL XMAC ELITE DLL MLL
    2042
    2770
    GR CN ZDL XMAC ELITE DLL MLL
    2631
    3216
    GR MLR XMAC ELITE CHECKSHOT
    2500
    3445
    GR RCI
    3243
    3430
    GR SWC
    3231
    3435
    LWD - CDR ARC APWD DIR
    1329
    2050
    LWD - CDR ARC DIR
    2050
    2770
    LWD - DIR
    1331
    2050
    LWD - PWD CDR ARC DIR
    2770
    3220
    LWD -L PWD CDR ARC RAB ADN CDN D
    3220
    3450

  • 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
    36
    1422.0
    42
    1428.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    2042.0
    28
    2050.0
    1.27
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3211.0
    17
    3220.0
    1.49
    LOT
    OPEN HOLE
    3451.0
    12 1/4
    3451.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1428
    1.05
    DUMMY
    2050
    0.00
    DUMMY
    2770
    1.18
    15.0
    DUMMY
    3220
    0.00
    DUMMY
    3349
    1.28
    15.0
    DUMMY

  • 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
    0.26