Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/3-8

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.
    6406/3-8
    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
    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.
    6406/3-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST0614Inline 1346 & St0614 Xline 2122
    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.
    Wintershall Norge ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1303-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    87
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.05.2010
    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.
    10.08.2010
    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.
    10.08.2012
    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.
    23.08.2012
    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.
    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.
    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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    303.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4216.0
    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).
    4138.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    21.6
    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° 56' 9.31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 56' 33.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7203074.63
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    402756.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6350

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/3-8 was drilled on the Maria prospect located is located in the Haltenbanken area, offshore Mid Norway. The prospect area is surrounded by producing fields and discoveries; Kristin (W), Smørbukk Sør (NW), Smørbukk (NW), Heidrun (N), Midgard (E), Tyrihans (SE) and Trestakk (SW). The primary objective was to confirm petroleum in the Middle Jurassic Garn Formation, with the deeper Ile and Tilje formations as secondary objectives. Also the Cretaceous Lysing Formation was seen at potentially hydrocarbon bearing.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/3-8 was drilled with the semi-submersible installation Songa Delta. The well was spudded on three different locations with a 9 7/8" pilot hole assembly, due to shallow gas zones at 569 m, 620 m, and 670 m. The third pilot hole was drilled to revised 20" setting depth, at 545 m. Technical problems with lost circulation in the 14 3/4"x 17 1/2" hole led to a sidetrack at 1727 m (6406/3-8 T2) from the 16" liner shoe around the problem section, and back to the planned trajectory towards the end of the 12 1/4" section. This gave significant deviation from the vertical trajectory. The well was drilled to 4216 m (4138 m TVD) in the Early Jurassic Tilje Formation. The well was drilled with sea water down to 541 m and with Carbo-Sea oil based mud from 541 m to TD.
    The Lysing Formation was found tight and water bearing. Clear hydrocarbon shows and increased gas values were observed when penetrating the Middle Jurassic Garn Formation at 3841 m (3771 m TVD). Based on log and pressure data an OWC was established at 3907 m (3837 m TVD) giving an oil column of 66 m TVD in the well. No gas cap was observed. Two parallel oil gradients of 0.66 g/cc with a separation of 0.4 Bar was established in the Garn Formation and a clear water gradient of 0.982 g/cc in the lower part of Garn Formation was encountered. The Garn Formation sandstones had an average porosity of 14.5 % with porosity cut off of 10 % and Vclay cut-off of 50 %. The secondary targets, Ile and Tilje Formations, were water bearing.
    Two cores were cut from 3846 to 3929.6 m in the Garn Formation with 100% core recovery. The sandstones had an average porosity of 14.5 % when using a 10% cut off. The second core was water wet in the bottom after coring through the OWC. The upper 5 m of the Garn Formation was missed in the process of picking the coring point, and a sidewall coring run was performed to compensate for this. Oil and water samples were collected from the Garn Fm, both with conventional RCI probe and with the RCI straddle packer as part of the mini DST program. The fluid samples were taken at 3842.01 m (oil), 3843.5 m (oil), 3852 m (oil), 3873.5 m (oil), 3877.53 m (oil), 3896.12 m (oil), 3900 m (oil), and 3920 m (water). The samples were variably contaminated by the OBM in the C13 to C20 alkane range. The oil gravity was measured to 36.4 deg API with a GOR of 170 Sm3/Sm3.
    The well was permanently abandoned on 10 August 2010 as an oil 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]
    550.00
    2280.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3846.0
    3873.9
    [m ]
    2
    3874.0
    3929.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    83.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.26

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MMWD LWD - GR RES DIR SON
    1698
    2280
    MWD LWD - GR RES DIR
    332
    1698
    MWD LWD - GR RES DIR
    1654
    2312
    MWD LWD - NB GR RES DIR CAL DEN
    2312
    4216
    MWD LWD - NEU SONIC
    2312
    4216
    QUAD COMBO
    3759
    4186
    RCI
    3842
    4182
    RCI MINI-DST-VIT-SAMPLE
    3843
    3890
    SWC
    3840
    3847
    VSP
    1700
    4210

  • 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
    397.0
    36
    398.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    541.0
    26
    544.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    545.0
    9 5/8
    545.0
    0.00
    LOT
    LINER
    16
    1692.0
    20
    1698.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2280.0
    17 1/2
    2327.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3803.0
    12 1/4
    3805.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4216.0
    8 1/2
    4216.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    368
    1.06
    SPUD MUD
    544
    1.07
    SPUD MUD
    672
    1.21
    14.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    1277
    1.26
    16.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    1654
    1.60
    34.0
    CARBO TECH
    1694
    1.27
    18.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    1700
    1.31
    17.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    1808
    1.60
    45.0
    CARBO TECH
    1918
    1.67
    48.0
    CARBO TECH
    1964
    1.33
    19.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    2054
    1.63
    47.0
    CARBO TECH
    2135
    1.33
    20.0
    AQUACOL KCL/POLYMER/GLYCOL
    2180
    1.63
    55.0
    CARBO TECH
    2280
    1.67
    49.0
    CARBO TECH
    2327
    1.63
    52.0
    CARBO TECH
    2828
    1.72
    52.0
    CARBO TECH
    3647
    1.22
    5.7
    CARBO TECH
    3805
    1.72
    50.0
    CARBO TECH
    3846
    1.20
    17.0
    CARBO TECH
    3928
    1.23
    20.0
    CARBO TECH
    3997
    1.20
    21.0
    CARBO TECH
    4216
    1.21
    22.0
    CARBO TECH

  • 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
    0.27