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

6405/7-1

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.
    6405/7-1
    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
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6405/7-1
    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.
    Statoil ASA (old)
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1060-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    113
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.06.2003
    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.
    10.10.2003
    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.
    10.10.2005
    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.
    07.11.2005
    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.
    OIL
    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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE CRETACEOUS
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    NISE FM
    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.
    1206.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4300.0
    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).
    4299.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    129
    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.
    64° 17' 16.42'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 7' 58.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7131004.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    603242.59
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4749

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6405/7-1 was drilled in 1206 m water depth on the Grip High, ca 75 km due north of the Ormen Lange Field in the Norwegian Sea. The primary target was the Nise Formation of Campanian age. Secondary targets were the Lysing Formation of Coniacian age and a Danian lead, the Egga Member Equivalent. In addition, understanding of a mapped flat event was a main objective for this well.
    Operations and results
    Well 6405/7-1 was spudded with the dynamically positioned drill ship West Navigator on 21 June 2003 and drilled to TD at 4300 m in the Late Cretaceous Lysing Formation. In the 12 1/4" several incidents with high gas levels and also gain in the active system were recorded and responded to. In the end the mud weight had been increased from initially 1,33 g/cm3 when drilling to core point at 2816 m, to 1,42 g/cm3 prior to pulling out of the hole. The decision was made to plug back the 12 1/4" hole and initiate a technical side track (T2) with an 11 3/4" liner set above top of the reservoir. When the well was at TD and the discovery confirmed quality MWD data from the 26" section interval had to be collected. To obtain this a new 8 1/2" hole was drilled 15 m from the original hole from seafloor to 1920 m using LWD in one derrick, while performing wire line logging in the other. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1910 m and with Glydril DW (water based KCl/NaCl/Glycol/MEG/polymer) from 1910 m to TD. The post-TD 8 1/2" hole for MWD logging was drilled with seawater and hi-vis sweeps.
    The primary target, the Nise Formation, 2757 m to 2816 m in well 6405/7-1 and 2760.6 m to 2960 m in 6405/7-1T2, consists of layered/laminated and bioturbated claystones, siltstones and sandstones with poor reservoir quality. The Nise formation proved to be oil-bearing from the top at 2760.5 m and down to 2823 m. However, good oil shows are also described below this depth, to the base of the deepest core at 2881 m and on SWCs down to 2892 m. Oil samples were collected from wire line testing tool at 2763 m, 2770.5 m and 2828 m. Water samples were taken with wire line testing tool at 2828 m and 2850 m. The secondary target, the Lysing Formation, was encountered at 3665 m. The base of the Lysing Formation was not seen. The reservoir properties were poor. It consisted of highly bioturbated, very fine to fine grained sandstones, siltstones and claystones. Quartz cementation is common. The Lysing sands were water wet. No samples were taken due to tight formation. Five cores were cut in the interval 2754 m - 2881 m and two cores were cut in the interval 3751 m to 3784 m. All cores were cut in the T2 track.
    The well was permanently abandoned on 15 October 2003 as an oil discovery
    Testing
    A drill stem test was performed from the interval 2758 m - 2811.7 m. The production rate from the test was 40 m3 oil/day, with a GOR of 175 m3/m3. Stock tank oil density was measured to 868 kg/m3 (31 deg API). Geochemical analyses show that the oil contain relatively low-mature biomarkers from a post Jurassic source rock, but there may be several populations of oils in the reservoir.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1920.00
    4300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2754.0
    2764.0
    [m ]
    2
    2781.0
    2806.6
    [m ]
    3
    2808.0
    2831.6
    [m ]
    4
    2835.0
    2861.5
    [m ]
    5
    2862.0
    2869.4
    [m ]
    6
    3751.0
    3756.0
    [m ]
    7
    3757.0
    3783.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    124.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2754-2758m
    Kjerne bilde med dybde: 2758-2762m
    Kjerne bilde med dybde: 2762-2764m
    Kjerne bilde med dybde: 2781-2785m
    Kjerne bilde med dybde: 2785-2789m
    2754-2758m
    2758-2762m
    2762-2764m
    2781-2785m
    2785-2789m
    Kjerne bilde med dybde: 2789-2793m
    Kjerne bilde med dybde: 2793-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2801m
    Kjerne bilde med dybde: 2801-2805m
    Kjerne bilde med dybde: 2805-2806m
    2789-2793m
    2793-2797m
    2797-2801m
    2801-2805m
    2805-2806m
    Kjerne bilde med dybde: 2808-2812m
    Kjerne bilde med dybde: 2812-2816m
    Kjerne bilde med dybde: 2816-2820m
    Kjerne bilde med dybde: 2820-2824m
    Kjerne bilde med dybde: 2824-2828m
    2808-2812m
    2812-2816m
    2816-2820m
    2820-2824m
    2824-2828m
    Kjerne bilde med dybde: 2828-2831m
    Kjerne bilde med dybde: 2835-2839m
    Kjerne bilde med dybde: 2839-2843m
    Kjerne bilde med dybde: 2843-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2851m
    2828-2831m
    2835-2839m
    2839-2843m
    2843-2847m
    2847-2851m
    Kjerne bilde med dybde: 2851-2855m
    Kjerne bilde med dybde: 2855-2859m
    Kjerne bilde med dybde: 2859-2861m
    Kjerne bilde med dybde: 2862-2866m
    Kjerne bilde med dybde: 2866-2869m
    2851-2855m
    2855-2859m
    2859-2861m
    2862-2866m
    2866-2869m
    Kjerne bilde med dybde: 3751-3755m
    Kjerne bilde med dybde: 3755-3756m
    Kjerne bilde med dybde: 3757-3761m
    Kjerne bilde med dybde: 3761-3765m
    Kjerne bilde med dybde: 3765-3769m
    3751-3755m
    3755-3756m
    3757-3761m
    3761-3765m
    3765-3769m
    Kjerne bilde med dybde: 3769-3773m
    Kjerne bilde med dybde: 3773-3777m
    Kjerne bilde med dybde: 3777-3781m
    Kjerne bilde med dybde: 3781-3783m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3769-3773m
    3773-3777m
    3777-3781m
    3781-3783m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    2811.70
    2758.00
    OIL
    02.10.2003 - 21:00
    YES

  • 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
    SURF.COND.
    30
    1310.0
    36
    1310.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1900.0
    26
    1910.0
    1.33
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2417.0
    17
    2425.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    11 3/4
    2741.0
    14
    2741.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3187.0
    12 1/4
    3200.0
    1.70
    LOT
    OPEN HOLE
    4300.0
    8 1/2
    4300.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2758
    2812
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    72
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    40
    7000
    175

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MRIL GR
    2750
    3112
    MRIL GR
    3200
    4300
    MWD LWD - DIR RES GR
    1312
    2425
    MWD LWD - DIR RES GR
    2440
    4300
    MWD LWD - DIR RES GR NUC.SON
    1242
    1920
    MWD LWD - DIR RES GR NUCL.SON
    2428
    2816
    PFC GR EZSV BRIDGE PLUG
    2650
    2840
    RCI GR
    2754
    2886
    RCI GR
    2760
    3158
    RCI GR
    2763
    2824
    RCI GR
    3227
    4195
    RCI GR
    3757
    3757
    RCOR GR
    2765
    3174
    RCOR GR
    4099
    4293
    SBT CCL GR
    2180
    3185
    STAR GR
    2736
    3197
    TTRM DSL CN ZDL DLL
    3187
    4300
    TTRM DSL CN ZDL XMAC DLL MLL
    3200
    2625
    TTRM DSL ORIT XMAC DLL MLL
    1900
    2416
    TTRM DSL ORIT XMACII.HDLL MLL
    3187
    4300
    VSP
    1885
    4295

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    1242
    1242
    1935
    1935
    2506
    2506
    2602
    2664
    2664
    2757
    2960
    3665
    3665

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    6.05

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    0.99
    .PDF
    6.81

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1421
    1.03
    SW / BENTONITE 7
    1910
    1.35
    SEAWATER/CMC
    2070
    1.23
    20.0
    GLYDRIL DW 37
    2425
    1.23
    18.0
    GLYDRIL DW 37
    2742
    1.37
    18.0
    GLYDRIL DW 37
    2805
    1.45
    19.0
    GLYDRIL DW 37
    2816
    1.35
    20.0
    GLYDRIL DW 37
    2862
    1.45
    22.0
    GLYDRIL DW 37
    3200
    1.45
    19.0
    GLYDRIL DW 37
    3411
    1.41
    21.0
    GLYDRIL DW 37
    3764
    1.41
    21.0
    GLYDRIL DW 37
    4062
    1.41
    21.0
    GLYDRIL DW 37
    4300
    1.41
    22.0
    GLYDRIL DW 37

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2840.10
    [m ]
    2762.60
    [m ]