Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/6-1

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.
    6506/6-1
    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
    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.
    6506/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Innline 1330 trase 1940 Strikeline 1330
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    977-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    150
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.07.2000
    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.
    07.12.2000
    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.
    07.12.2002
    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.
    GAS
    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.
    434.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5491.0
    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).
    5474.2
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.84
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    200
    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.
    65° 31' 54.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 57' 47.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7269443.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    405870.78
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4122

  • Brønnhistorie
    General
    PL 211 covers blocks 6506/6 and 6507/4 off-shore Norway, approximately 300 km northwest of Trondheim. Well 6506/6-1, designated as High Temperature High Pressure well, was drilled by Mobil as the first commitment well for the licence. Well 6506/6-1 was drilled in the southeastern part of Block 6506/6. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the Bella-Donna prospect, which straddles the southern parts of blocks 6506/6 and 6507/4. A faulted, 4-way dip closed dome, with prognosed 500m of vertical closure in the Jurassic Fangst and Båt Group Sandstones was the primary objective of the well. The secondary objective was to assess the Cretaceous prospectivity.
    Operations and results
    Wildcat well 6506/6-1 was drilled with the semi-submersible installation "West Alpha". A 9 7/8" pilot hole was spudded on 7 July 2000 and drilled to 1425 m to check for the presence of shallow gas. No shallow gas was found.
    The final well was spudded on 9 July 2000 and reached TD at 5491.0 m in the Early Jurassic Åre Formation. The well was drilled with seawater and bentonite down to 1437 m, with water based KCl/Glycol mud from 1437 m to 2794 m, and with mineral oil based mud (Versapro) from 2794 m to TD. The sandstones of the Middle Jurassic Fangst Group were found to be extremely hard and abrasive and diamond impregnated bits were required to complete the section.
    The geology of the well was very much as prognosed, although the tops generally came in higher than expected. No shows were observed in the sandstones of the Cretaceous Lysing, Lange and Lyr Formations.
    The well penetrated a significant thickness of porous and permeable sandstone in the Middle Jurassic Ile and Lower Jurassic Tilje Formations. Hydrocarbons recovered from both indicate a dry gas containing 10% CO2. Petrophysical analysis indicates that lower reservoir quality Middle Jurassic Garn Formation and Lower Jurassic Upper Åre Formation sandstones are also gas charged. No water sand in the Jurassic section could be identified. Very minor oil shows were observed in the sandstones of the Middle and Lower Jurassic Fangst and Båt Groups. However, some of these could be attributed to contamination by the oil-based mud. Petrophysical and FMT sample analyses indicated that the formation fluid was dry gas, which would not have yielded either good fluorescence or cut. Gas levels, because of the overbalance, were generally very low. One core was cut in sandstones of the Garn Formation and two further cores were cut in the Tilje Formation. Three FMT hydrocarbon samples were collected from 5035.5 m in the Ile Formation and 5169 m and 5267.5 m in the Tilje Formation.
    The well was plugged and abandoned as a gas discovery on 6 December 2000.
    Testing
    Preparations were made to perform a DST in the 8 1/2" hole. However, after setting and cementing liner, gas detected during circulations indicated leak from somewhere behind the liner. It proved impossible to find the leak or seal the liner and a decision was made to abandon the test.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1440.00
    5491.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5001.0
    5004.4
    [m ]
    2
    5212.0
    5220.4
    [m ]
    3
    5221.5
    5275.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    66.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4125.0
    [m]
    SWC
    4132.5
    [m]
    SWC
    4150.5
    [m]
    SWC
    4207.0
    [m]
    SWC
    4254.5
    [m]
    SWC
    5025.0
    [m]
    DC
    5061.0
    [m]
    DC
    5070.0
    [m]
    DC
    5106.0
    [m]
    DC
    5133.0
    [m]
    DC
    5142.0
    [m]
    DC
    5151.0
    [m]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.69

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.91
    pdf
    1.99
    pdf
    1.87
    pdf
    1.50
    pdf
    0.72

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    .pdf
    5.14
    .pdf
    118.44

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMT CHT 20L-4L GR
    4966
    5346
    FMT CHT 20L-4L GR
    5267
    5268
    FMT GR 20L-4L
    5033
    5479
    HDIL XMAC ZDL CN TTRM GR
    2794
    4273
    HDIL ZDL CN ORIT TTRM GR
    4940
    5489
    HDIL ZDL CN TTRM GR
    4920
    5369
    MWD - CDR
    450
    2805
    MWD - CDR PDM
    2805
    4276
    MWD - V675 RES ADN
    5370
    5415
    MWD - V675 RES ISONIC ADN
    4276
    5370
    PMFC
    1508
    4179
    PMFC
    1509
    4152
    RCI GR
    5035
    5169
    RCOR CHT GR
    3042
    4254
    SBT CCL GR
    0
    0
    TEMP PRESS
    2524
    2524
    VSP
    2050
    5365

  • 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
    551.0
    36
    551.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1424.0
    26
    1437.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2784.0
    17 1/2
    2805.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4267.0
    12 1/4
    4276.0
    2.16
    LOT
    LINER
    7
    5491.0
    8 1/2
    5491.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    498
    1.03
    10.0
    DUMMY
    501
    1.03
    10.0
    DUMMY
    551
    1.03
    10.0
    DUMMY
    1101
    1.07
    10.0
    DUMMY
    1437
    1.07
    10.0
    DUMMY
    1437
    1.07
    10.0
    DUMMY
    2805
    0.00
    DUMMY
    2805
    0.00
    DUMMY
    2805
    1.60
    29.0
    DUMMY
    3237
    1.60
    26.0
    DUMMY
    4253
    1.64
    32.0
    DUMMY
    4276
    1.64
    33.0
    N/A
    4276
    1.64
    31.0
    DUMMY
    4390
    1.75
    36.0
    OBM
    4972
    1.89
    41.0
    OBM
    4972
    1.89
    40.0
    OBM
    4986
    1.87
    39.0
    OBM
    5005
    1.87
    40.0
    OBM
    5015
    1.87
    40.0
    OBM
    5071
    1.87
    44.0
    OBM
    5179
    1.87
    41.0
    OBM
    5222
    1.87
    40.0
    OBM
    5315
    1.87
    46.0
    OBM
    5370
    0.00
    46.0
    OBM
    5415
    1.87
    47.0
    OBM
    5491
    1.87
    45.0
    OBM
    5491
    1.87
    45.0
    OBM

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    PDF
    0.28