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

6407/11-1

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.
    6407/11-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6407/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey: PGS14005 Nearest Inline: 6677. Nearest X-line 4457
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1727-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    21
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.11.2018
    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.
    07.12.2018
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    07.12.2018
    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.
    13.01.2020
    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.
    17.01.2020
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    314.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2175.0
    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).
    2175.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    0.81
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    87
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 12' 22.82'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 29' 33.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7121050.51
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    426814.42
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8565

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/11-1 was drilled to test the Gunnvald prospect in the Froan Basin south-east of the Njord Field and south-west of the Draugen Field in the Norwegian Sea. The primary objective was to test migration of hydrocarbons into the Froan Basin, targeting the Tofte Formation as primary objective, and the Tilje Formation (Heidi prospect) as secondary
    Operations and results
    Wildcat well 6407/11-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 17 November 2018 and drilled to TD at 2175 m in the Early Jurassic Åre Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 967 m and with water-based KCl/GEM/Polymer mud from 967 m to TD.
    The well penetrated top Spekk Formation at 1743 m overlying the Rogn Formation from 1771 to 1774 m. The Rogn Formation lie unconformably on the Tofte Formation at 1774 m, while top Tilje Formation came in at 1937 m. The Tofte Formation is 110 m thick with ca 75 metres effective reservoir sandstone of good to very good reservoir quality. The Tilje Formation is 105 m thick with ca 47 m of effective reservoir sandstone of mainly good to very good reservoir quality. All reservoir sections were water wet. Gas levels were generally low throughout the well and there were no petroleum odour. A weak oil show was noted on core #2 at 1771 m in the Rogn Formation: no petroleum odour, no oil stain, spotted, moderate, yellow direct fluorescence, slow cloudy white cut, bluish white residual ring. No visible residue was observed.
    The interval from 1753 to 1787 m was cored in two cores. The cored section includes Spekk hot shale, Rogn sandstone and Tofte sandstone. Core recovery was 100% and 98% in cores #1 and #2, respectively. Core-log depth shift is +0.4 m for bot cores.  No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 7 December 2018 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]
    970.00
    2176.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1753.0
    1760.0
    [m ]
    2
    1760.0
    1786.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    33.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    980.0
    [m]
    DC
    APT
    1000.0
    [m]
    DC
    APT
    1020.0
    [m]
    DC
    APT
    1040.0
    [m]
    DC
    APT
    1060.0
    [m]
    DC
    APT
    1080.0
    [m]
    DC
    APT
    1100.0
    [m]
    DC
    APT
    1120.0
    [m]
    DC
    APT
    1140.0
    [m]
    DC
    APT
    1160.0
    [m]
    DC
    APT
    1180.0
    [m]
    DC
    APT
    1200.0
    [m]
    DC
    APT
    1220.0
    [m]
    DC
    APT
    1240.0
    [m]
    DC
    APT
    1260.0
    [m]
    DC
    APT
    1280.0
    [m]
    DC
    APT
    1300.0
    [m]
    DC
    APT
    1320.0
    [m]
    DC
    APT
    1340.0
    [m]
    DC
    APT
    1350.0
    [m]
    DC
    APT
    1360.0
    [m]
    DC
    APT
    1370.0
    [m]
    DC
    APT
    1380.0
    [m]
    DC
    APT
    1390.0
    [m]
    DC
    APT
    1400.0
    [m]
    DC
    APT
    1410.0
    [m]
    DC
    APT
    1420.0
    [m]
    DC
    APT
    1430.0
    [m]
    DC
    APT
    1440.0
    [m]
    DC
    APT
    1450.0
    [m]
    DC
    APT
    1460.0
    [m]
    DC
    APT
    1470.0
    [m]
    DC
    APT
    1480.0
    [m]
    DC
    APT
    1490.0
    [m]
    DC
    APT
    1500.0
    [m]
    DC
    APT
    1510.0
    [m]
    DC
    APT
    1520.0
    [m]
    DC
    APT
    1530.0
    [m]
    DC
    APT
    1540.0
    [m]
    DC
    APT
    1550.0
    [m]
    DC
    APT
    1560.0
    [m]
    DC
    APT
    1570.0
    [m]
    DC
    APT
    1580.0
    [m]
    DC
    APT
    1590.0
    [m]
    DC
    APT
    1600.0
    [m]
    DC
    APT
    1610.0
    [m]
    DC
    APT
    1620.0
    [m]
    DC
    APT
    1630.0
    [m]
    DC
    APT
    1640.0
    [m]
    DC
    APT
    1650.0
    [m]
    DC
    APT
    1660.0
    [m]
    DC
    APT
    1670.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    APT
    1690.0
    [m]
    DC
    APT
    1700.0
    [m]
    DC
    APT
    1710.0
    [m]
    DC
    APT
    1720.0
    [m]
    DC
    APT
    1729.0
    [m]
    DC
    APT
    1735.0
    [m]
    DC
    APT
    1738.0
    [m]
    DC
    APT
    1741.0
    [m]
    DC
    APT
    1747.0
    [m]
    DC
    APT
    1750.0
    [m]
    DC
    APT
    1753.0
    [m]
    DC
    APT
    1753.4
    [m]
    C
    APT
    1754.4
    [m]
    C
    APT
    1755.9
    [m]
    C
    APT
    1756.0
    [m]
    DC
    APT
    1759.2
    [m]
    C
    APT
    1760.2
    [m]
    C
    APT
    1761.7
    [m]
    C
    APT
    1762.7
    [m]
    C
    APT
    1763.7
    [m]
    C
    APT
    1764.7
    [m]
    C
    APT
    1765.7
    [m]
    C
    APT
    1766.7
    [m]
    C
    APT
    1767.7
    [m]
    C
    APT
    1768.7
    [m]
    C
    APT
    1769.2
    [m]
    C
    APT
    1770.7
    [m]
    C
    APT
    1771.8
    [m]
    C
    APT
    1772.7
    [m]
    C
    APT
    1773.8
    [m]
    C
    APT
    1778.6
    [m]
    C
    APT
    1779.4
    [m]
    C
    APT
    1780.4
    [m]
    C
    APT
    1781.2
    [m]
    C
    APT
    1781.8
    [m]
    C
    APT
    1782.2
    [m]
    C
    APT
    1782.9
    [m]
    C
    APT
    1786.3
    [m]
    C
    APT
    1795.0
    [m]
    DC
    APT
    1804.0
    [m]
    DC
    APT
    1813.0
    [m]
    DC
    APT
    1822.0
    [m]
    DC
    APT
    1825.0
    [m]
    SWC
    APT
    1831.0
    [m]
    DC
    APT
    1843.0
    [m]
    DC
    APT
    1852.0
    [m]
    DC
    APT
    1861.0
    [m]
    DC
    APT
    1868.0
    [m]
    SWC
    APT
    1876.0
    [m]
    DC
    APT
    1888.0
    [m]
    DC
    APT
    1897.0
    [m]
    DC
    APT
    1906.0
    [m]
    DC
    APT
    1915.0
    [m]
    DC
    APT
    1924.0
    [m]
    DC
    APT
    1933.0
    [m]
    DC
    APT
    1945.0
    [m]
    DC
    APT
    1947.0
    [m]
    SWC
    APT
    1949.2
    [m]
    SWC
    APT
    1954.0
    [m]
    DC
    APT
    1955.0
    [m]
    SWC
    APT
    1963.0
    [m]
    DC
    APT
    1972.0
    [m]
    DC
    APT
    1981.0
    [m]
    DC
    APT
    1990.0
    [m]
    DC
    APT
    1999.0
    [m]
    DC
    APT
    2008.0
    [m]
    DC
    APT
    2017.0
    [m]
    DC
    APT
    2026.0
    [m]
    DC
    APT
    2038.0
    [m]
    DC
    APT
    2047.0
    [m]
    DC
    APT
    2056.0
    [m]
    DC
    APT
    2065.0
    [m]
    DC
    APT
    2074.0
    [m]
    DC
    APT
    2083.0
    [m]
    DC
    APT
    2092.0
    [m]
    DC
    APT
    2101.0
    [m]
    DC
    APT
    2110.0
    [m]
    DC
    APT
    2119.0
    [m]
    DC
    APT
    2128.0
    [m]
    DC
    APT
    2137.0
    [m]
    DC
    APT
    2146.0
    [m]
    DC
    APT
    2155.0
    [m]
    DC
    APT
    2164.0
    [m]
    DC
    APT
    2176.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    GR RES DEN NEU
    1664
    2175
    MWD LWD - GR RES
    337
    2175
    RT SCANNER
    1664
    2175
    XL ROCK
    1664
    2175
    XL ROCK
    2000
    2175

  • 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
    382.0
    36
    382.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    961.0
    17 1/2
    967.0
    1.58
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1663.9
    12 1/4
    1665.0
    1.53
    FIT
    OPEN HOLE
    2175.0
    8 1/2
    2175.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    700
    1.39
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    967
    1.35
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    1420
    1.37
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    1666
    1.35
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    1666
    1.20
    12.0
    KCl/Polymer/GEM
    1769
    1.21
    11.0
    KCl/Polymer/GEM
    1905
    1.20
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    1973
    1.21
    11.0
    KCl/Polymer/GEM
    2175
    1.39
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    2175
    1.22
    10.0
    KCl/Polymer/GEM