Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/9-3

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.
    6406/9-3
    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.
    6406/9-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SH0902MZ10.inline 5601 & crossline 3096
    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.
    1439-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    165
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.04.2013
    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.
    29.09.2013
    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.
    29.09.2015
    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.
    29.09.2015
    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.
    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.
    ILE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    298.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5138.0
    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).
    5135.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    186
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 25' 15.99'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 58' 42.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7145667.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    402625.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7141

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/9-3 was drilled on the Onyx prospect between the Linnorm, Mjøsa and Noatun discoveries in the southern part of the Halten Terrace in the Norwegian Sea. The primary objective was to prove petroleum in the Middle to Early Jurassic sequence (Ile, Tofte, and Tilje formations. The secondary objective was to evaluate potential Åre Formation reservoirs.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/9-3 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Barents on 18 April 2013 and drilled to TD at 5138 m in the Early Jurassic Tilje Formation. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or the MWD while drilling the 9-7/8'' pilot hole to a planned depth of 637 m. During drilling of the 26'' section at 1288 m a minor shallow water flow with some gas bubbles was observed at the wellhead and it was recognised that the Kai Formation was penetrated underbalanced. It was decided to set the 20'' casing shallow. Low leak-off at the 20'' shoe required running a 16'' contingency liner. The 14 3/4" x 17 1/2" section was drilled to section TD at 2270 m. A bad cement job around the 13 5/8" casing caused a technical sidetrack from 1645 m. The sidetrack is named 6406/9-3 T2. While drilling the basal part of the lower Cretaceous Lange Formation the interpreted real-time pore pressure exceeded the pre-drill high-case prediction and consequently the 10'' casing was set shallower than planned. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 1288 m, with Glydril mud from 1288 m to 2294 m in both well tracks, and with EMS-400 oil based mud from 2294 m to TD.
    The well penetrated the two primary reservoir targets of Jurassic age: the Ile Formation at 4635 m and the Tilje Formation at 4954 m. A non-commercial gas reservoir was evaluated in the Ile Formation. The free water level is indicated to be between 4695 and 4704 m based mainly on the mixed gas and water in the MDT sample at 4697 m. The Upper/Middle Tilje Formations was found to be tight and residual gas bearing, while the Lower Tilje Formation was confirmed water bearing. Due to the non-commercial discovery in the primary target, the Åre Formation was not drilled. Oil shows were described on the core in the Ile Formation. On cuttings, there were no shows that could be distinguished from the oil based mud.
    One 27m core was taken in the Lower Ile Formation from 4704 m to 4731 m with 99.9% recovery.  MDT fluid samples were taken at 4697 m (water and gas) and at 4715.4 m (water). Both samples had mud filtrate contamination.
    The well was permanently abandoned on 29 September 2013 as a minor 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]
    1298.00
    2268.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4704.0
    4731.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1650.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1670.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1690.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1710.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1750.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1770.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1790.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1810.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1830.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1850.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1870.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1890.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1910.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1930.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1950.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1970.0
    [m]
    DC
    SHELL
    1990.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2010.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2030.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2050.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2070.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2090.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2110.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2120.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2130.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2150.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2170.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2190.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2210.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2230.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2240.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2250.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2270.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2290.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2310.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2330.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2350.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2370.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2390.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2410.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2430.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2450.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2470.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2490.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2510.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2530.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2550.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2570.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2590.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2610.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2630.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2650.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2670.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2690.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2710.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2730.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2750.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2770.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2790.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2810.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2830.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2850.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2870.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2890.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2910.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2930.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2950.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2970.0
    [m]
    DC
    SHELL
    2990.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3010.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3030.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3050.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3070.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3090.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3110.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3130.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3150.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3170.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3190.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3210.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3230.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3250.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3270.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3290.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3310.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3330.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3341.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3355.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3370.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3390.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3410.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3430.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3450.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3470.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3490.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3510.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3530.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3550.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3570.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3590.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3610.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3630.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3650.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3670.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3690.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3710.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3730.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3750.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3770.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3790.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3810.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3830.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3850.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3870.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3890.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3910.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3930.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3950.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3970.0
    [m]
    DC
    SHELL
    3990.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4010.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4030.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4050.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4070.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4090.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4110.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4130.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4150.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4170.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4190.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4210.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4230.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4248.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4266.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4284.0
    [m]
    DC
    SHELL
    4302.0
    [m]
    DC
    SHELL

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL GR
    1550
    2255
    MWD - DIR
    0
    456
    MWD - RES GR DIR
    456
    2270
    MWD - SON DEN POR GR DIR
    456
    637

  • 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
    45.0
    42
    0.0
    0.00
    CONDUCTOR
    36
    450.0
    42
    455.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    1284.0
    26
    1288.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    16
    1605.0
    20
    1608.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2261.0
    17 1/2
    2270.0
    1.91
    FIT
    OPEN HOLE
    2273.0
    12 1/4
    2273.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    40
    1.03
    Seawater
    40
    1.37
    KPM KCl Polymer
    456
    1.20
    KPM KCl Polymer
    466
    1.37
    KPM KCl Polymer
    1288
    1.37
    KPM KCl Polymer
    1288
    1.50
    Glydril
    1400
    1.52
    Glydril
    1580
    1.55
    Glydril
    1608
    1.55
    Glydril
    1765
    1.75
    Glydril
    2270
    1.80
    EMS-4400
    2270
    1.75
    Glydril
    2294
    1.73
    Glydril
    2297
    1.80
    Oil Based
    3626
    1.86
    EMS-4400
    4086
    1.83
    EMS-4400
    4331
    1.94
    EMS-4400
    4704
    1.86
    EMS-4400
    5113
    1.86
    EMS-4400
    5138
    1.86
    EMS-4400