Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/10-5

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.
    6407/10-5
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6407/10-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    DN0902 inline 2115 & xline 3333
    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.
    1592-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    25
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.08.2015
    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.
    18.09.2015
    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.
    18.09.2017
    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.
    18.09.2017
    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.
    DRY
    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).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    336.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2890.0
    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).
    2889.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.9
    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.
    LATE 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.
    INTRA MELKE FM SS
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 12' 41.65'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 16' 34.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7121899.98
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    416326.48
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7763

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/10-5 was drilled to test the Portrush prospect, southeast of the Njord Field, in the southern part of the Halten Terrace in the Norwegian Sea. The primary objective was to prove oil in the Late Jurassic sequence (Rogn Formation) in a hanging wall trap downthrown of the Vingleia Fault Complex. The secondary objective was to evaluate potential intra-Melke Formation reservoirs.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/10-5 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Barents on 25 August 2015 and drilled to TD at 2890 m in the Late Jurassic Intra Melke Formation Sandstone. A 9 7/8" shallow gas pilot hole was drilled to 452 m. No shallow gas was seen. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with Seawater and bentonite spud mud down to 452 m, with Seawater/KCl mud from 452 m to 1104 m and with Innovert NS Oil based mud from 1104 m to TD.
    A water bearing intra-Lange Formation was penetrated at 2460 m. Top Spekk Formation was encountered at 2518 m. Geochemical analyses show that Spekk Formation is immature and comparatively lean in well position with TOC not more than 2.5 %wt. Top Melke Formation was penetrated at 2646. The Melke Formation contain two sandstones in the intervals 2660 to 2694 m and 2789 m to TD. The two are separated by red-brown coloured claystone. MWD logs and MDT pressure points confirm that all Jurassic reservoirs are water bearing. No definitive hydrocarbon fluorescence was noted throughout the entire well that was distinguishable from oil based mud and mineral fluorescence.
    No cores were cut. The MDT was run on wireline for pressure points, but no fluid sample was taken. The aquifer pressure trend in the Rogn and upper part of the Melke shows 56 bar overpressure to the hydrostatic. Pressure points in the lower part of the Melke are approximately two bar above the Rogn/upper Melke water gradient
    The well was permanently abandoned on 18 September 2015 as a dry well.
    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]
    1110.00
    2890.90

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1110.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1130.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1720.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1750.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1810.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1840.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1850.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1870.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1910.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1930.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1970.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1990.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2030.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2050.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2070.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2080.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2090.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2100.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2110.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2120.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2130.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2154.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2435.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2445.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2455.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2465.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2475.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2485.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2495.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2505.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2515.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2518.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2524.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2536.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2542.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2548.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2554.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2566.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2572.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2578.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2584.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2596.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2602.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2608.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2614.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2626.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2632.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2638.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2644.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2656.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2662.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2668.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2677.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2683.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2689.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2695.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2701.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2707.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2713.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2719.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2725.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2731.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2737.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2743.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2749.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2755.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2761.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2767.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2776.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2782.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2794.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2806.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2812.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2818.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2824.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2836.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2842.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2848.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2854.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2866.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2872.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2878.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2884.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2890.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT GR
    2245
    2891
    MWD - GR RES APWD
    376
    1104
    MWD - GR RES DEN NEU APWD
    2155
    2890
    MWD - GR RES DEN NEU DT APWD
    1104
    2890
    VSI4
    446
    2870

  • 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
    20
    449.6
    36
    452.0
    0.00
    PILOT HOLE
    452.0
    9 7/8
    452.0
    0.00
    INTERM.
    13 5/8
    1097.3
    17 1/2
    1104.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2150.3
    12 1/4
    2155.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    2890.0
    8 1/2
    2890.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    452
    1.30
    Fresh Water Bentonite
    1104
    1.45
    INNOVERT
    1104
    1.36
    KCl / NaCl /Glycol polymer mud
    1430
    1.50
    INNOVERT
    2050
    1.51
    INNOVERT
    2155
    1.45
    INNOVERT
    2155
    1.52
    INNOVERT
    2200
    1.45
    INNOVERT
    2344
    1.47
    INNOVERT
    2402
    1.45
    INNOVERT
    2550
    1.52
    INNOVERT
    2600
    1.45
    INNOVERT
    2890
    1.46
    INNOVERT