Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.11.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6305/9-1

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.
    6305/9-1
    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
    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.
    6305/9-1
    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.
    1008-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    23
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.07.2001
    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.
    31.07.2001
    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.
    31.07.2003
    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.
    15.06.2005
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    187.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2655.0
    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).
    2654.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    86
    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.
    63° 17' 59.96'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 59' 14.63'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7022673.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    649731.56
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4297

  • Brønnhistorie
    General
    The exploration well 6305/9-1 was drilled on the "Blåveis" prospect in the southeastern part of the block, east of the Ormen Lange Field. The main objective of the well was to test if hydrocarbons were present in the Tertiary Egga Member in the Våle Formation, and in the Maastrichtian Springar Formation sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 6305/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Arctic on 9 July 2001 and drilled to TD at 2655 m in the Late Cretaceous Springar Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 680 m and with GLYDRIL KCl/polymer mud from 680 m to TD.
    In the Lower Paleocene an Egga Member sandstone of the Våle Formation was found, with good sands that became increasingly interbedded with claystone towards top of the underlying Springar Formation. The clean sandstone intervals were high porosity - high permeability reservoirs. No hydrocarbon indications were observed. One core was cut in the Egga Member, covering 17.4 m of the 54 m thick sandstone. The core shows a deposition within stacked channels and related overbank areas of intraslope basin turbidite system. The reservoir properties in the cored interval show 27.5% porosity and 2280 mD permeability. No core was taken in the Springar Formation. The reservoir quality of the Springar Formation clean sands is about similar to the Egga Member but the net sand fraction is less. The geology of the well was very much as prognosed, especially the formation tops in the lower part of the well came in almost as prognosed. The formation pressure in the lower Tertiary was hydrostatic. Organic geochemical analysis showed vitrinite reflectance Ro values in the range of 0.35-0.40 for the Egga reservoir sandstone and Springar Formation, which means that source rocks at this level are thermally immature for hydrocarbon expulsion. Extracts from samples of the Egga Sandstone and Springar Formation gave only traces of early mature, locally derived hydrocarbons. No fluid sample was attempted.
    The well was permanently abandoned on 31 July 2001 as a dry hole.
    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]
    700.00
    2655.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2477.0
    2494.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    17.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2477-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2478-2479m
    Kjerne bilde med dybde: 2479-2480m
    Kjerne bilde med dybde: 2480-2481m
    Kjerne bilde med dybde: 2481-2482m
    2477-2478m
    2478-2479m
    2479-2480m
    2480-2481m
    2481-2482m
    Kjerne bilde med dybde: 24822483m
    Kjerne bilde med dybde: 2483-2484m
    Kjerne bilde med dybde: 2484-2485m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2486m
    Kjerne bilde med dybde: 2486-2487m
    24822483m
    2483-2484m
    2484-2485m
    2485-2486m
    2486-2487m
    Kjerne bilde med dybde: 2487-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2489-2490m
    Kjerne bilde med dybde: 2490-2491m
    Kjerne bilde med dybde: 2491-2492m
    2487-2488m
    2488-2489m
    2489-2490m
    2490-2491m
    2491-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2493m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2494m
    Kjerne bilde med dybde: 2494-2495M
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2492-2493m
    2493-2494m
    2494-2495M

  • 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
    272.0
    36
    272.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    675.0
    26
    680.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2295.0
    12 1/4
    2305.0
    1.67
    LOT
    OPEN HOLE
    2655.0
    8 1/2
    2655.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMST GR
    2340
    2650
    DSI GR ACTS
    2068
    2653
    DUAL CSI-GR VSP
    1790
    2620
    MDT GR
    2474
    2548
    MWD LWD
    211
    274
    MWD LWD - ADN RAB
    2295
    2477
    MWD LWD - ADN RAB
    2460
    2654
    MWD LWD - CDR
    267
    671
    MWD LWD - CDR ISONIC
    674
    2290

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    211
    211
    1074
    1303
    1303
    1669
    1669
    1948
    2437
    2469
    2523
    2523

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.07

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .PDF
    9.05
    .PDF
    1.82

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    211
    1.05
    WATER BASED
    274
    1.05
    WATER BASED
    680
    1.05
    WATER BASED
    2138
    1.39
    23.0
    WATER BASED
    2195
    1.39
    23.0
    WATER BASED
    2305
    1.35
    22.0
    WATER BASED
    2477
    1.30
    22.0
    WATER BASED
    2580
    1.30
    19.0
    WATER BASED
    2655
    1.30
    21.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2322.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2349.0
    [m]
    DC
    RRI
    2355.0
    [m]
    DC
    RRI
    2361.0
    [m]
    DC
    RRI
    2367.0
    [m]
    DC
    RRI
    2373.0
    [m]
    DC
    RRI
    2379.0
    [m]
    DC
    RRI
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2391.0
    [m]
    DC
    RRI
    2397.0
    [m]
    DC
    RRI
    2403.0
    [m]
    DC
    RRI
    2409.0
    [m]
    DC
    RRI
    2415.0
    [m]
    DC
    RRI
    2421.0
    [m]
    DC
    RRI
    2427.0
    [m]
    DC
    RRI
    2433.0
    [m]
    DC
    RRI
    2439.0
    [m]
    DC
    RRI
    2445.0
    [m]
    DC
    RRI
    2451.0
    [m]
    DC
    RRI
    2457.0
    [m]
    DC
    RRI
    2463.0
    [m]
    DC
    RRI
    2469.0
    [m]
    DC
    RRI
    2472.0
    [m]
    DC
    RRI
    2477.0
    [m]
    C
    RRI
    2496.0
    [m]
    DC
    RRI
    2496.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2511.0
    [m]
    DC
    RRI
    2525.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2527.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2535.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2540.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2544.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2548.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2555.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2559.0
    [m]
    DC
    RRI
    2565.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2571.0
    [m]
    DC
    RRI
    2575.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2598.0
    [m]
    DC
    RRI
    2601.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2619.0
    [m]
    DC
    RRI
    2628.0
    [m]
    DC
    RRI
    2631.0
    [m]
    DC
    RRI
    2637.0
    [m]
    DC
    RRI
    2643.0
    [m]
    DC
    RRI
    2649.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2655.0
    [m]
    DC
    RRI