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

6407/7-8

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.
    6407/7-8
    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.
    6407/7-8
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1188-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    89
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.06.2008
    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.
    14.09.2008
    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.
    14.09.2010
    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.
    14.09.2010
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    FANGST GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    BÅT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    293.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5138.0
    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).
    5105.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    185
    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° 25' 49.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 7' 38.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7146478.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    409822.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5844

  • Brønnhistorie
    General
    The 6407/7-8 Noatun well is located in the Gimsan Basin, ca 15 km north of the Njord Field in the Norwegian Sea. The main objective of the well was to prove hydrocarbons in the Ile and Tilje Formations (Noatun C prospect). The structure was expected to contain gas and condensate.
    Operations and results
    An 8 1/2" pilot hole (6407/7-U-1) was drilled to 810 m due to a shallow gas warning.
    Wildcat well 6407/7-8 was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 18 June 2008 and drilled to TD at 5138 m (5105 m TVD) in the Early Jurassic Åre Formation. No overpressured shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the 8 1/2" pilot hole, the 36" hole or the 26" hole. From ca 800 m to ca 3600 m the well was drilled with a ca 8.5 degree deviation, leading to measured depth at TD being 33 m more than true vertical depth. Due to high temperatures in the reservoir section the MDT wire line operations proved difficult and several runs and Mini-DST's failed or did not give valid data. The well was drilled with Spud mud down to 1109 m, with Glydril mud from 1109 m to 2452 m, and with Versatherm oil based mud from 2452 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, and Jurassic age. A 50 m thick sandstone section was penetrated in the upper Springar Formation and some thin sandstone stringers were penetrated in the Lange Formation, otherwise lithology was mudstone. All sands above BCU were dry. The well proved gas/condensate in both the Fangst and Båt Groups. Gas readings were considered relatively high in the Tertiary with a maximum of 5.3% at 2084 m in the Rogaland Group. The gas levels also increased abruptly when entering the Spekk Formation (maximum 13.1%), and in the reservoirs of the Fangst and Båt Groups. Oil shows were recorded in the intervals 4972 - 5085 m and 5118 - 5127 m in the base Tilje and Åre Formations; else no oil shows were recorded in the well.
    Seven cores were cut in the well. Core no 1 was cut in the Ile Formation, the remaining were cut in the Båt Group. MDT runs were run under very good conditions in calm sea, but it proved difficult to hit the sandstone intervals. The results showed that the different reservoir sections belong to separate pressure regimes. The Garn Formation, the Upper Ror and the Tofte Formations did not have any reservoir quality sands present, while the top part of the Ile Formation was too cemented to get any pressure measurements made. In the Tilje and Åre Formations several good quality pressure measurements were made. Gas samples were taken in the Ile Formation at 4525.8 m, 4525.9 m and 4555.2 m, in the Tilje Formation at 4916.0 m, 4958.25 m and 4958.7 m, and in the Åre Formation at 5016.2 m. A successful MDT mini-DST was performed at 5019.1 - 5020.1 m.
    The well bore was plugged back to 4000 m and permanently abandoned on 14 September 2008 as a gas/condensate discovery. A sidetrack was prepared to define the hydrocarbon/water contact.
    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]
    1120.00
    5138.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4472.0
    4483.5
    [m ]
    2
    4563.0
    4590.0
    [m ]
    3
    4757.0
    4772.2
    [m ]
    4
    4806.0
    4822.4
    [m ]
    5
    4822.4
    4836.0
    [m ]
    6
    4872.0
    4910.9
    [m ]
    7
    4937.0
    4970.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    156.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    CONDUCTOR
    30
    359.0
    36
    363.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    810.0
    8 1/2
    810.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1095.0
    26
    1109.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    16
    2442.0
    17 1/2
    2452.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4253.0
    12 1/4
    4254.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    5138.0
    8 1/2
    5138.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT LDT APS ECS HNGS HILT GR
    2439
    4245
    CMR GR
    4301
    5075
    EMS OBMI2 GPIT MSIP GR
    4253
    5123
    GPIT PPC MSIP GR
    2000
    4244
    HIT HLDS HAPS ECS HNGS GR
    4254
    5128
    MDT GR
    4459
    5134
    MDT GR
    4461
    5134
    MDT GR
    4525
    4555
    MDT GR
    4525
    4958
    MDT GR
    4528
    4528
    MDT GR
    4915
    5016
    MDT GR
    4916
    4916
    MDT GR
    4958
    4958
    MDT GR
    4962
    5002
    MDT GR
    5015
    5015
    MDT GR
    5019
    5019
    MDT GR
    5019
    5019
    MDT GR
    5032
    5032
    MSCT GR
    4460
    5071
    MWD - GR RES ECD DIR
    4747
    5122
    MWD - RAB FORM PRESS GR RES ECD
    4254
    4458
    MWD - RAB GR RES ECD DIR
    4448
    4752
    MWD- GR RES ECD DIR
    349
    4244
    VSP GR
    353
    5040

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1109
    1.45
    17.0
    Glydril
    1304
    1.50
    18.0
    Glydril
    1908
    1.62
    21.0
    Glydril
    2106
    1.64
    22.0
    Glydril
    2290
    1.64
    27.0
    Glydril
    2452
    1.64
    19.0
    Glydril
    2452
    1.64
    20.0
    Glydril
    3355
    1.64
    40.0
    Versatherm
    3917
    1.58
    50.0
    Versatherm
    4254
    1.67
    36.0
    Versatherm
    4365
    1.55
    48.0
    Versatherm
    4485
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4563
    1.58
    47.0
    Versatherm
    4757
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4758
    1.58
    50.0
    Versatherm
    4771
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4822
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4900
    1.58
    47.0
    Versatherm
    4911
    1.58
    47.0
    Versatherm
    4969
    1.58
    47.0
    Versatherm
    5047
    1.58
    48.0
    Versatherm
    5138
    1.58
    52.0
    Versatherm
    5138
    1.58
    54.0
    Versatherm
    5227
    1.72
    66.0
    Versatherm

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4481.75
    [m ]
    4573.50
    [m ]
    4770.25
    [m ]
    4829.48
    [m ]
    4879.25
    [m ]
    4941.00
    [m ]
    4949.00
    [m ]
    4958.75
    [m ]
    4966.25
    [m ]
    4969.00
    [m ]