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

6407/10-3

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.
    6407/10-3
    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
    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.
    6407/10-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8411-404 & SP. 460
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    721-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    30
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.05.1992
    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.
    27.06.1992
    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.
    27.06.1994
    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.
    02.03.2004
    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.
    SHOWS
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    323.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2973.0
    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).
    2972.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    94
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 6' 11.66'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 18' 11.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7109795.67
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    417314.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1927

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/10-3 is located ca 15 km south of the Njord Field. The primary target of the well was to test Upper Jurassic transgressive sandstone (Draugen analogue). Lower Jurassic to Upper Triassic sandstone was a possible secondary target. In summary, the main objectives for drilling the well 6407/10-3 were: to test the oil potential of Upper Jurassic transgressive sand; to test reservoir quality and hydrocarbon potential of the dipping pre-Jurassic reflectors; to penetrate the deep basement reflectors and test reservoir quality in order to prepare area for relinquishment.
    Operations and results
    Well 6407/10-3 was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 29 May 1992 and drilled to TD at 2973 m in the Triassic Red Beds. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 907 m and with KCl/PHPA mud from 907 m to TD.
    The Upper Jurassic Viking Group was encountered at 1806 m and consisted of claystone characteristic of the Spekk Formation down to the Triassic section at 1827 m. From 1827 m to 1850 m Triassic Grey Beds were penetrated. From 1850 m to 2155 m undifferentiated Late to Middle Triassic Red Beds are present, followed by Carnian to Ladian Red Beds from 2155 m to 2555 m. Undifferentiated "red beds" continued to 2958.5 m, were the bore passed into fractured granitic basement. Weak shows were observed on cuttings from the Shetland and Cromer Knoll Groups (1518 m to 1785 m). Fair shows were observed on a core and a sidewall core from 1827 m to 1836 m in the Triassic Grey Beds. Two cores were cut, the first from 1830 m to1837 m in the Grey Beds, the second was a one-metre core at 2972 m at TD. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 27 June 1992 as a dry hole.
    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]
    820.00
    2972.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1830.0
    1836.3
    [m ]
    2
    2972.0
    2972.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    6.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1830-1835m
    Kjerne bilde med dybde: 1835-2972m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1830-1835m
    1835-2972m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    820.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    840.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    860.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    880.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    900.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    920.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    940.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    950.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    970.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1000.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1020.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1030.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1060.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1310.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1320.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1330.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1350.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1360.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1370.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1380.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1390.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1400.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1410.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1420.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1430.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1440.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1450.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1460.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1470.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1480.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1490.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1500.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1560.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1570.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1580.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1590.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1610.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1630.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1645.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1655.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1665.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1675.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1685.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1695.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1705.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1785.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1795.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1803.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1805.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1805.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1807.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1807.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1810.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1811.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1815.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1815.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1820.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1821.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1825.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1827.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1827.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1829.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1831.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1832.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1875.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1910.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1927.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1950.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1970.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1990.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2010.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2032.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2045.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2055.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2160.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2190.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2210.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2260.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2280.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2305.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2325.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2350.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2390.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2410.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2500.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2815.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.45

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.33

  • 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
    0.44
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.89

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1787
    2952
    DIL LDL CNL GR SP AMS
    1450
    2963
    DIL LSS LDL GR SP AMS
    803
    1768
    FMS-4 GR CAL
    1775
    2973
    LSS GR AMS
    1775
    2973
    MWD - GR RES DIR
    347
    2973
    RFT HP GR
    2463
    2687
    VDL GR
    1185
    1775
    VSP
    850
    2450
    VSP
    2450
    2950

  • 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
    434.0
    36
    436.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    802.0
    26
    804.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1773.0
    17 1/2
    1775.0
    1.94
    LOT
    OPEN HOLE
    2973.0
    12 1/4
    2973.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    369
    1.04
    WATER BASED
    380
    1.45
    29.0
    WATER BASED
    435
    1.03
    WATER BASED
    736
    1.20
    8.0
    WATER BASED
    987
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    1344
    1.37
    23.0
    WATER BASED
    1583
    1.42
    27.0
    WATER BASED
    1656
    1.26
    26.0
    WATER BASED
    1680
    1.45
    29.0
    WATER BASED
    1788
    1.39
    21.0
    WATER BASED
    1832
    1.25
    21.0
    WATER BASED
    1953
    1.25
    23.0
    WATER BASED
    2110
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    2136
    1.25
    22.0
    WATER BASED
    2242
    1.25
    26.0
    WATER BASED
    2349
    1.25
    25.0
    WATER BASED
    2440
    1.25
    22.0
    WATER BASED
    2489
    1.25
    24.0
    WATER BASED
    2973
    1.25
    26.0
    WATER BASED

  • 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
    0.22