Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/8-6

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.
    6507/8-6
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6507/8-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9102- INLINE 1518 & CROSSLINE 942
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    770-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.08.1993
    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.
    09.10.1993
    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.
    09.10.1995
    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.
    13.12.2005
    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
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    356.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2850.0
    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).
    2850.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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 TRIASSIC
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 24' 35.96'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 28' 52.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7255180.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    429485.26
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2183

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6507/8-6 was drilled on a structure ca 4.5 km NE of the Heidrun Nord 6507/8-4 Discovery well. The main objective was to test the potential for hydrocarbons in Middle and Early Jurassic sandstones in the Fangst and BÅt Groups.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 29 August 1993 and drilled to TD at 2850 m in the Triassic Red Beds. After setting the 13 3/8 casing shoe at 1605 m 213.5 hours rig time was spent due to problems with running the pack off assembly. The interval from seafloor to 1605 m was logged by MWD only. No other significant deviation from planned operations occurred. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 685 m and with gypsum/PAC from 685 m to TD.
    In addition to sandstones of Middle and Early Jurassic age also Melke sandstones of Late Jurassic age were encountered. The well was 100% water wet all through. Fluorescence but no cut was observed in two samples from 2073 (siltstone/limestone in base intra-Melke sandstone) and 2232 m (sandstone in Tilje Formation). One conventional core was cut in the interval 2054 m to 2072 m in the intra-Melke sandstone. Only 5.3 m (24.9%) was recovered. One segregated sample was taken at 2049.0 m in the intra-Melke sandstone. Both chambers contained water and mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 9 October 1993 as a dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    690.00
    2850.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2054.0
    2059.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    5.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2058m
    Kjerne bilde med dybde: 2058-2059m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2054-2058m
    2058-2059m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1672.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1689.9
    [m]
    SWC
    STATO
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1718.1
    [m]
    SWC
    STATO
    1727.1
    [m]
    SWC
    STATO
    1735.1
    [m]
    SWC
    STATO
    1755.1
    [m]
    SWC
    STATO
    1775.6
    [m]
    SWC
    STATO
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1797.6
    [m]
    SWC
    STATO
    1815.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1829.6
    [m]
    SWC
    STATO
    1877.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1910.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1915.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1917.7
    [m]
    SWC
    STATO
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1936.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1948.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1957.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1962.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1967.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1976.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1985.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1986.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1995.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2005.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2019.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2031.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2042.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2054.0
    [m]
    DC
    STATO
    2054.3
    [m]
    C
    RRI
    2056.0
    [m]
    C
    GEOST
    2057.0
    [m]
    C
    STATO
    2057.5
    [m]
    C
    RRI
    2058.5
    [m]
    C
    RRI
    2058.7
    [m]
    C
    STATO
    2058.8
    [m]
    C
    RRI
    2059.0
    [m]
    C
    GEOST
    2064.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    2069.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2072.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2074.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2075.5
    [m]
    SWC
    GEOST
    2083.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2085.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    2089.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    2090.0
    [m]
    DC
    STATO
    2092.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2095.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2102.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2110.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2112.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2122.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    2124.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2126.5
    [m]
    SWC
    GEOST
    2139.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2151.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2154.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2158.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2172.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2177.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2207.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2219.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2235.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2256.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2271.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2286.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2316.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2330.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2346.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2361.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2373.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2379.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2391.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2412.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2427.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2440.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2457.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2469.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2484.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2499.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2514.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2522.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2534.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2565.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2590.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2604.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2619.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2631.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2649.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2664.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2679.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2694.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2709.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2721.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2742.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2754.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2769.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2784.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2802.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2814.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2829.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOST

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.51

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    44.99

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL GR
    2035
    2808
    CBL VDL GR
    1512
    1690
    DIFL ACL ZDL GR
    1605
    1899
    DIFL MAC GR
    1850
    2582
    DIFL MAC GR
    2582
    2822
    FMT QDYNE GR
    2049
    2612
    HXDIP GR
    1902
    2814
    MWD - DIR
    450
    685
    MWD - GR RES DIR
    685
    2850
    VELOCITY
    500
    2810
    ZDL CNL GR
    1902
    2827

  • 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
    441.0
    36
    441.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    673.0
    26
    673.0
    1.38
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1605.0
    17 1/2
    1605.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1902.0
    12 1/4
    1902.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    2850.0
    8 1/2
    2850.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    565
    1.03
    DUMMY
    01.09.1993
    685
    1.20
    DUMMY
    03.09.1993
    685
    1.03
    DUMMY
    06.09.1993
    685
    1.03
    DUMMY
    06.09.1993
    685
    1.03
    DUMMY
    02.09.1993
    1076
    1.30
    19.0
    4.0
    WATER BASED
    06.09.1993
    1468
    1.30
    19.0
    6.5
    WATER BASED
    07.09.1993
    1620
    1.30
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    09.09.1993
    1620
    1.30
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    09.09.1993
    1620
    1.30
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    13.09.1993
    1620
    1.30
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    13.09.1993
    1620
    1.30
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    13.09.1993
    1620
    1.30
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    13.09.1993
    1620
    1.30
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    15.09.1993
    1620
    1.30
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    17.09.1993
    1620
    1.30
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    17.09.1993
    1620
    1.30
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    20.09.1993
    1620
    1.30
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    20.09.1993
    1760
    1.40
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    20.09.1993
    1815
    1.40
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    20.09.1993
    1840
    1.40
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    22.09.1993
    1840
    1.45
    25.0
    6.0
    WATER BASED
    22.09.1993
    1919
    1.40
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    22.09.1993
    2054
    1.20
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    28.09.1993
    2072
    1.20
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    28.09.1993
    2305
    1.20
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    28.09.1993
    2484
    1.20
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    28.09.1993
    2768
    1.20
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    30.09.1993
    2850
    1.20
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    01.10.1993
    2850
    1.20
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    04.10.1993
    2850
    1.20
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    04.10.1993
    2850
    1.20
    23.0
    5.5
    WATER BASED
    30.09.1993
    2850
    1.20
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    04.10.1993

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28