Brønnbane: 6710/10-1 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6710/10-1
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
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
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.	6710/10-1
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	ST 9604 Inline 2765& X-line 3580
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	220
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Den norske stats oljeselskap a.s
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	983-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST NAVION
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	22
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	05.10.2000
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.	26.10.2000
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.	26.10.2002
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.	18.12.2002
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).	36.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	329.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2267.0
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).	2267.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	3.1
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	74
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 CRETACEOUS
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.	SPRINGAR FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	67° 5' 51.73'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	10° 8' 46.78'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	7442921.70
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	549782.26
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	32
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	3941

Well 6710/10-1 was the first well in the Nordland VI area, an area with unique nature and environmental qualities. Nordland VI was opened for exploration after a comprehensive environmental impact assessment in 1994. The main objective of well 6710/10-1 was to test the reservoir potential and the hydrocarbon type in Tang Formation sandstones of the Hedda prospect. The Hedda prospect is a domal feature developed on a left lateral wrench fault on the Bivrost Lineament.

Operations and results

Wildcat well 6710/10-1 was spudded with the drill ship "West Navion" on 5 October 2000 and drilled to a total depth of 2267 m into rocks of the Late Cretaceous Springar Formation. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead, nor was any shallow gas indicated on MWD logs. Drilling went without major problems. The well was drilled with seawater and bentonite sweeps down to 840 m and with "Glydril" mud (5% glycol) from 840 m to TD. Good reservoir zones were recorded in the Tang Formation sandstones. The sand sequences in the Tang Formation proved to be water bearing; this was verified by the lack of shows, interpretation of logs and MDT pressure measurements. Carbonate cemented sand layers with a low saturation of hydrocarbons, but with poor reservoir potential, were penetrated in the lower part of the Springar Formation. Two cores were cut in the Tang Formation sandstones. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned as a dry well on 26 October 2000.

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]
843.00	2267.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1095.0	1111.8	[m ]
2	1456.0	1462.0	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	22.8

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1096-1099m	1099-1103m	1103-1107m	1107-1111m	1111-1112m

1456-1460m	1460-1462m

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
365	NORDLAND GP
365	NAUST FM
828	HORDALAND GP
828	BRYGGE FM
926	ROGALAND GP
926	TARE FM
998	TANG FM
1971	SHETLAND GP
1971	SPRINGAR FM

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
3941	pdf	0.39

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
3941_1	pdf	1.87

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
3941_6710_10_1_COMPLETION_REPORT_AND_LOG	.PDF	20.23

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
ASI GR	768	2250
CST GR	842	2254
MDT GR	1128	2198
MWD - DIR	430	840
MWD - MPR LITE	430	840
MWD - MPR LITE	840	2267
PEX HALS DSI HNGS	365	2268
VSP	768	2250

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	428.0	36	428.0	0.00	LOT
INTERM.	13 3/8	834.0	17 1/2	834.0	1.65	LOT
OPEN HOLE		1095.0	12 1/4	1095.0	0.00	LOT
OPEN HOLE		2267.0	8 1/2	2267.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
470	1.03		SEAWATER/BENT.
840	1.25	10.0	GLYDRILL
996	1.25	12.0	GLYDRILL
1055	1.25	10.0	GLYDRILL
1112	1.25	13.0	GLYDRILL
1400	1.25	13.0	GLYDRILL
1456	1.25	12.0	GLYDRILL
1687	1.26		DUMMY
2047	1.27	12.0	GLYDRILL
2267	1.27	12.0	GLYDRILL

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]
3941_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	PDF	0.35

6710/10-1