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

6305/1-1

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.
    6305/1-1
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    6305/1-1
    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.
    935-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    91
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.08.1998
    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.
    19.11.1998
    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.
    19.11.2000
    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
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    839.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4560.0
    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).
    4546.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    141
    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.
    LYSING FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 46' 59.72'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 16' 19.57'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7075028.48
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    611981.31
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3555

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6305/1-1 is located in the northern part of the Ormen Lange Dome and was the third well drilled on the Ormen Lange Structure, following the two successful wells 6305/5-1 drilled by Hydro in 1997 and 6305/7-1 drilled by BP in 1998. The Egga sand in the Tang Formation was the main target for the well. The sand was predicted to contain gas. The Tare and Lysing Formations were considered as secondary and third target levels, respectively.
    Operations and results
    Wildcat well 6305/1-1 was spudded in a water depth of 863 m on 18 August 1998 with the semi-submersible installation "Transocean Leader" and drilled to a total depth of 4565 m (4551 m TVD) in Late Cretaceous sediments of the Lysing Formation. Well 6305/1-1 was drilled to 2560 m where hole problems made it necessary to plug the well back and perform a technical, sidetrack from 2467 m. The well was drilled with spud mud down to 1610 m and with "Aquacol" KCl/Polymer mud from 1610 to TD. The Egga Member of the Tang Formation and thin sandstones in the Springar Formation were proven in cores from 2558-2623,5 m. Egga sand was encountered even though the reservoir quality was poorer than prognosed. No moveable hydrocarbons were encountered in well 6305/1-1, but weak residual shows were reported in almost the entire Cretaceous section. The Egga sand in well 6305/1-1 proved to be over pressured compared to wells 6305/5-1 and 6305/7-1. Even though some sand was reported from the mud geologist at the predicted intra Tare level this was not considered as a reservoir sand. At Lysing level some thin sandstone layers were encountered, but not considered as a reservoir. Five cores were cut in the well. Four were cut in the Tang and Springar Formations in the interval 2556 m to 2628 m. Recovery for these varied from 10 % to 95 %. The fifth core was cut in the upper part of the Lysing Formation in the interval 3646 m to 3670.5 m. Recovery for this core was 97 %. An MDT fluid sample was taken at 2567.7 m. It contained formation water. The well was permanently plugged and abandoned as a dry well on 19 November 1998.
    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]
    1620.00
    4555.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2556.0
    2573.2
    [m ]
    2
    2574.0
    2582.2
    [m ]
    3
    2601.0
    2601.9
    [m ]
    4
    2610.0
    2623.2
    [m ]
    5
    3643.0
    3669.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    66.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2556-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2561-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2571m
    Kjerne bilde med dybde: 2571-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2579m
    2556-2561m
    2561-2566m
    2566-2571m
    2571-2573m
    2574-2579m
    Kjerne bilde med dybde: 2579-2582m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2602m
    Kjerne bilde med dybde: 2610-2615m
    Kjerne bilde med dybde: 2615-2620m
    Kjerne bilde med dybde: 2620-2623m
    2579-2582m
    2601-2602m
    2610-2615m
    2615-2620m
    2620-2623m
    Kjerne bilde med dybde: 3643-3648m
    Kjerne bilde med dybde: 3648-3653m
    Kjerne bilde med dybde: 3653-3658m
    Kjerne bilde med dybde: 3658-3663m
    Kjerne bilde med dybde: 3663-3668m
    3643-3648m
    3648-3653m
    3653-3658m
    3658-3663m
    3663-3668m
    Kjerne bilde med dybde: 3668-3670m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3668-3670m

  • 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
    942.0
    36
    942.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1605.0
    26
    1605.0
    1.47
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2414.0
    17 1/2
    2414.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3004.0
    12 1/4
    3004.0
    1.68
    LOT
    OPEN HOLE
    4560.0
    8 1/2
    4560.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR GR
    2540
    2645
    CST GR
    2432
    4550
    CST GR AMS
    1628
    2235
    DSI FMI CAL
    1900
    2544
    FMI HNGS AMS
    2414
    3011
    HALS TLD HGNS DSI GPIT AMS
    839
    2235
    HALS TLD HGNS DSI GPIT AMS
    2350
    4550
    MDT GR
    2557
    2864
    MWD-MPRLITE/DPR
    863
    4560
    VSP
    1840
    4560

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.57

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    182.80
    .pdf
    6.65

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    889
    1.10
    WATER BASED
    945
    1.10
    WATER BASED
    946
    1.20
    WATER BASED
    1600
    1.38
    18.0
    WATER BASED
    1610
    1.20
    WATER BASED
    1615
    1.32
    16.0
    WATER BASED
    2415
    0.00
    15.0
    WATER BASED
    2418
    1.30
    17.0
    WATER BASED
    2556
    1.45
    24.0
    WATER BASED
    2561
    1.42
    17.0
    WATER BASED
    2685
    1.45
    20.0
    WATER BASED
    2900
    1.46
    21.0
    WATER BASED
    2950
    1.48
    24.0
    WATER BASED
    3010
    1.50
    25.0
    WATER BASED
    3372
    1.47
    19.0
    WATER BASED
    4313
    1.47
    22.0
    WATER BASED
    4438
    1.47
    18.0
    WATER BASED
    4560
    1.47
    21.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1649.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1667.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1715.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1739.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1753.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1778.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1793.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1813.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1879.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1912.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1935.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1948.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1956.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1965.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1977.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2008.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2015.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2024.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2053.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2060.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2071.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2078.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2087.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2103.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2112.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2117.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2142.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2149.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2165.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2198.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2208.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2225.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2235.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2525.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2542.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2547.0
    [m]
    DC
    RRI
    2552.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2675.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2705.0
    [m]
    DC
    RRI
    2715.0
    [m]
    DC
    RRI
    2725.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI