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

6507/2-1

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.
    6507/2-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6507/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NRGS 84 - 437 SP. 785
    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.
    518-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    98
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.06.1986
    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.
    29.09.1986
    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.
    29.09.1988
    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.
    17.09.2007
    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.
    SHOWS
    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.
    381.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4477.0
    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).
    4475.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    156
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 54' 2.48'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 26' 16.43'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7309911.23
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    428828.15
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    911

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/2-1 is located on the Dønna Terrace, offshore Mid Norway. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of Middle and Early Jurassic sandstone sequences. Secondary objective was to examine the possibilities of Cretaceous sand in the area.
    It was expected that the primary target, the Middle Jurassic Tomma sandstone (Fangst Group in today?s nomenclature) would be encountered at ca 3848 m whilst the Early Jurassic Aldra sandstone (Tilje Formation) was prognosed at ca 4158 m. Expected total depth for the well was 4823 m +/- 200 m or about 50 m into Triassic aged sediments.
    Operations and results
    Well 6507/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 24 June 1986 and drilled to TD at 4477 m in Late Triassic claystones and siltstones of the Åre Formation. The well had 29% down time, due mostly to problems with the seal assemblies and technical sidetracking. The sidetrack was kicked off from 3285 m after the pipe had stuck twice, at 3432 m and 3430 m. The well was drilled with seawater and high viscosity pills down to1064 m, with KCl/polymer mud from 1064 m to 3655 m (including sidetrack), and with gel/lignite/resinex mud from 3655 m to TD.
    The well penetrated several sandy intervals in the Cretaceous, the most important beeing a thin Lysing Formation sand from 2874 to 2879 m, and an Intra-Lange Formation sandy sequence from 3425 m to 3490 m. The Jurassic sandstones of the Fangst Group were encountered at 3858 m. Oil shows; staining and fluorescence were observed sporadically throughout the well from 2800 m to 4375 m. The strongest oil shows were observed in the Lysing and Lange Formation sandstones, and from 3858 m down to 3956 m in the Fangst and Båt Groups. Well site geochemical analyses indicated two source rock intervals in the well. The sequence from 3610 to 3858 m (the Viking Group) was considered to be a fair source rock containing mature Type II marginal Type III kerogen, while the interval 3956 to TD had many good quality coal horizons considered to have excellent potential and to contain mature hydrogen rich source material. No conventional cores were taken in this well. One RFT run was made and a total of 18 pressure points recorded, but no fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 29 September 1986 as a dry hole with residual hydrocarbon shows in both the Cretaceous and Jurassic sequences.
    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]
    500.00
    4477.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    0.0
    [unknown]

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.20
    pdf
    1.57
    pdf
    0.40

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.93
    pdf
    2.81

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    664
    1878
    CBL VDL
    2159
    3640
    CST GR
    3421
    3550
    CST GR
    3640
    4000
    CST GR
    4012
    4452
    DIL LSS GR SP
    3625
    4478
    DLL GR SP
    488
    1078
    DLL LSS GR SP
    1047
    1895
    DLL LSS GR SP
    1878
    3655
    DLL MSFL GR CAL
    3625
    4478
    LDL CNL GR CAL
    1047
    1892
    LDL CNL GR CAL
    1878
    3655
    LDL CNL GR CAL
    3625
    4478
    LSS GR
    488
    1078
    MSFL GR CAL
    1878
    3655
    MWD
    404
    3743
    RFT GR
    3860
    4153
    SHDT GR
    3625
    4450
    VSP
    1055
    4450

  • 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
    488.0
    36
    490.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1050.0
    26
    1080.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1880.0
    17 1/2
    1900.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3630.0
    12 1/4
    3655.0
    1.97
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    434
    1.10
    50.0
    25.0
    WATER BASED
    24.06.1986
    490
    1.10
    50.0
    25.0
    WATER BASED
    25.06.1986
    490
    1.10
    50.0
    25.0
    WATER BASED
    26.06.1986
    766
    1.09
    50.0
    25.0
    WATER BASED
    30.06.1986
    1080
    1.17
    6.0
    10.0
    WATER BASED
    30.06.1986
    1080
    1.15
    7.0
    12.0
    WATER BASED
    30.06.1986
    1080
    1.15
    4.0
    14.0
    WATER BASED
    30.06.1986
    1080
    1.15
    4.0
    8.0
    WATER BASED
    01.07.1986
    1080
    1.15
    7.0
    8.0
    WATER BASED
    02.07.1986
    1080
    1.15
    6.0
    10.0
    WATER BASED
    03.07.1986
    1080
    1.15
    WATER BASED
    06.07.1986
    1080
    1.20
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    06.07.1986
    1080
    1.20
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    07.07.1986
    1080
    1.20
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    08.07.1986
    1403
    1.30
    25.0
    16.0
    WATER BASED
    10.07.1986
    1706
    1.31
    25.0
    16.0
    WATER BASED
    11.07.1986
    1770
    1.77
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    25.09.1986
    1831
    1.34
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    14.07.1986
    1900
    1.57
    35.0
    19.0
    WATER BASED
    14.07.1986
    1900
    1.57
    33.0
    17.0
    WATER BASED
    14.07.1986
    1900
    1.57
    34.0
    16.0
    WATER BASED
    16.07.1986
    1900
    1.57
    34.0
    16.0
    WATER BASED
    17.07.1986
    1900
    1.57
    34.0
    16.0
    WATER BASED
    18.07.1986
    1900
    1.57
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    21.07.1986
    1900
    1.57
    34.0
    16.0
    WATER BASED
    15.07.1986
    1903
    1.57
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    21.07.1986
    2096
    1.62
    37.0
    16.0
    WATER BASED
    21.07.1986
    2403
    1.65
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    22.07.1986
    2444
    1.65
    34.0
    11.0
    WATER BASED
    24.07.1986
    2641
    1.65
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    24.07.1986
    2642
    1.65
    36.0
    9.0
    WATER BASED
    25.07.1986
    2659
    1.65
    35.0
    10.0
    WATER BASED
    27.07.1986
    2722
    1.65
    32.0
    8.0
    WATER BASED
    27.07.1986
    2730
    1.65
    31.0
    8.0
    WATER BASED
    27.07.1986
    2841
    1.65
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    28.07.1986
    2872
    1.65
    32.0
    10.0
    WATER BASED
    29.07.1986
    2960
    1.65
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    30.07.1986
    3068
    1.65
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    31.07.1986
    3166
    1.65
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    03.08.1986
    3234
    1.65
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    07.08.1986
    3259
    1.65
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    03.08.1986
    3320
    1.65
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    17.08.1986
    3345
    1.65
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    03.08.1986
    3380
    1.65
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    11.08.1986
    3380
    1.65
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    11.08.1986
    3380
    1.65
    27.0
    6.0
    WATER BASED
    13.08.1986
    3380
    1.65
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    13.08.1986
    3380
    1.66
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    14.08.1986
    3417
    1.65
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    17.08.1986
    3427
    1.65
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    04.08.1986
    3432
    1.65
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    05.08.1986
    3432
    1.65
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    06.08.1986
    3432
    1.65
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    11.08.1986
    3501
    1.66
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    17.08.1986
    3567
    1.65
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    18.08.1986
    3625
    1.65
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    19.08.1986
    3655
    1.65
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    20.08.1986
    3655
    1.65
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    21.08.1986
    3655
    1.65
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    24.08.1986
    3655
    1.65
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    24.08.1986
    3655
    1.65
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    24.08.1986
    3655
    1.65
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    25.08.1986
    3655
    1.65
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    26.08.1986
    3655
    1.65
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    28.08.1986
    3655
    1.65
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    02.09.1986
    3655
    1.65
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    29.08.1986
    3659
    1.46
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    02.09.1986
    3668
    1.46
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    02.09.1986
    3743
    1.46
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    04.09.1986
    3802
    1.46
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    04.09.1986
    3861
    1.70
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    05.09.1986
    3892
    1.77
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    08.09.1986
    3979
    1.77
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    08.09.1986
    4045
    1.77
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    08.09.1986
    4112
    1.77
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    09.09.1986
    4182
    1.77
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    10.09.1986
    4206
    1.77
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    11.09.1986
    4244
    1.77
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    15.09.1986
    4296
    1.77
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    15.09.1986
    4375
    1.77
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    15.09.1986
    4444
    1.77
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    15.09.1986
    4459
    1.77
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    16.09.1986
    4477
    1.77
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    18.09.1986
    4477
    1.77
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    21.09.1986
    4477
    1.77
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    22.09.1986
    4477
    1.77
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    23.09.1986
    4477
    1.77
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    24.09.1986
    4477
    1.77
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    17.09.1986

  • 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
    0.29