Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/6-5

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.
    1/6-5
    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.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    1/6-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CNI/88 - 36 & SP. 590
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    645-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    45
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.07.1990
    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.
    02.09.1990
    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.
    02.09.1992
    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.
    15.06.2011
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    70.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1854.0
    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).
    1854.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    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 PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 32' 21.57'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 48' 4.77'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6266264.75
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    487781.59
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1508

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/6-5 is located in the Feda Graben between the Flyndre and Tommeliten Gamma discovery in the North Sea. The well was drilled on the crest of a major salt diapir. The objective of the well was to test the existence of a chalk raft and the presence of reservoired hydrocarbons.
    Operations and results
    Wildcat well 1/6-5 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 20 July 1990 and drilled to TD at 1854 in Late Permian salt of the Zechstein Group. An 8 1/2" pilot hole was drilled from 156m to 600m. The hole was control drilled at 30m/hr maximum ROP as a precaution for encountering shallow gas. No shallow gas was encountered. Pore pressure prediction while drilling in the 1/6-5 well was difficult as the only pore pressure detection parameters that appeared to work were gas measurements, resistivity and sonic log measurements. Other parameters such as shale cuttings density, Electric log density, D-exponent and rate of penetration were not successful in determining high pore pressure zones. However, despite the abnormally high pressures and temperatures encountered drilling went forth without major incidents. A minor salt water flow accompanied by a 37.1 % gas peak occurred during a trip at core point at 1725 m. The mud weight was increased from 15 ppg to 15.3 ppg and finally 15.5 ppg as a result of this flow. In the following coring 119 bbls of mud was lost to the formation, but this was cured by setting an LCM pill. The well was drilled with seawater and viscous pre-hydrated bentonite sweeps down to 600 m and with fresh water polymer mud/Duponol WBS 200 wellbore stabilizer from 600 m to TD.
    From 864 m gas readings showed all components from C1 to C4. Gas peaks from the formation were experienced all the way down to the Ekofisk Formation, some of which originated from thin sandstone beds. Oil shows were first observed at 1434 and 1585 m, both in thin limestone beds of Oligocene age. On reaching the top Ekofisk Formation at 1721 m, limestone with oil stain and bright yellow fluorescence was observed.
    Two cores were cut. Core 1 was cut from 1725 to 1742.5 m in the Tor and Hod Formations. Only 22% was recovered and most of it was rubble, indicating a highly fractured limestone. Core 2 was cut from 1742.5 to 1751.5 m in the salt. Ten RFT pressure tests were taken in the Shetland Group of which 6 were classified as valid tests. They indicated a formation pressure in the range of 4520 to 4540 psi, being equivalent to 15.6 ppg equivalent mud weight. No obvious pressure gradient could be derived from these 6 points.
    The well was permanently abandoned on 2 September 1990 as a dry well with shows.
    Testing
    One drill stem test was performed from perforations in the Shetland Group from 1722 to 1740.9 m. The well flowed only salt water at a rate of 231 m3/day on a 24/64" choke. There was no trace of oil and the gas content was too low to be measured. The shut-in pressure after final build-up was 4531 psia. The maximum bottom hole temperature recorded in the test was 98.3 deg C. This corresponds to a mean gradient of 56 deg C/km, assuming 6 deg C at the sea floor. This is an exceptionally high temperature gradient for the Norwegian North Sea.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    620.00
    1854.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1725.0
    1728.9
    [m ]
    2
    1742.5
    1751.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    12.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1725-1728m
    Kjerne bilde med dybde: 1742-1747m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1751m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1725-1728m
    1742-1747m
    1747-1751m

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    95
    1140
    1695
    1695
    1701
    1710
    1715
    1721
    1721
    1725
    1732
    1742

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22
    pdf
    0.14

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.15
    pdf
    29.72
    pdf
    20.44

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1722
    1741
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    98
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    1521
    1854
    CST
    1550
    1754
    DIL GR SP AMS
    1521
    1854
    DIL LSS GR SP LDL AMS
    1126
    1509
    DIL SLS LDL GR CAL SP AMS
    156
    598
    DLL MSFL GR
    1521
    1854
    FMS
    1521
    1854
    LDL CNL NGT
    1521
    1854
    LDL GR CAL
    588
    1055
    LSS GR
    588
    1055
    MWD - DPR GR TEMP DIR
    156
    1855
    RFT
    1722
    1740
    VSP
    1135
    1854

  • 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
    156.0
    36
    156.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    588.0
    26
    600.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    16
    1126.0
    22
    1132.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1521.0
    12 1/4
    1530.0
    1.74
    LOT
    LINER
    7
    1843.0
    8 1/2
    1854.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    156
    1.88
    26.0
    18.5
    WATER BASED
    24.07.1990
    208
    1.44
    25.0
    12.5
    WATER BASED
    24.07.1990
    600
    1.05
    WATER BASED
    24.07.1990
    600
    1.05
    WATER BASED
    24.07.1990
    600
    1.03
    WATER BASED
    25.07.1990
    600
    1.19
    14.0
    10.5
    WATER BASED
    26.07.1990
    667
    1.19
    11.0
    9.5
    WATER BASED
    27.07.1990
    1036
    1.23
    19.0
    6.5
    WATER BASED
    31.07.1990
    1132
    1.33
    26.0
    17.5
    WATER BASED
    31.07.1990
    1132
    1.41
    26.0
    14.5
    WATER BASED
    31.07.1990
    1132
    1.41
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    31.07.1990
    1132
    1.41
    24.0
    21.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    1132
    1.41
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    02.08.1990
    1132
    1.23
    33.0
    10.5
    WATER BASED
    03.08.1990
    1132
    1.41
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    06.08.1990
    1275
    1.45
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    06.08.1990
    1387
    1.56
    32.0
    14.0
    WATER BASED
    06.08.1990
    1530
    1.64
    37.0
    8.0
    WATER BASED
    09.08.1990
    1530
    1.64
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    10.08.1990
    1533
    1.64
    33.0
    8.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    1650
    1.71
    36.0
    8.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    1725
    1.83
    36.0
    9.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    1725
    1.85
    42.0
    9.0
    WATER BASED
    14.08.1990
    1743
    1.85
    42.0
    9.0
    WATER BASED
    15.08.1990
    1756
    1.85
    35.0
    11.0
    WATER BASED
    16.08.1990
    1854
    1.85
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    1854
    1.85
    32.0
    16.0
    WATER BASED
    20.08.1990
    1854
    1.85
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    20.08.1990
    1854
    1.85
    37.0
    16.0
    WATER BASED
    20.08.1990
    1854
    1.85
    33.0
    12.0
    WATER BASED
    21.08.1990
    1854
    1.85
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    22.08.1990
    1854
    1.85
    20.0
    4.0
    WATER BASED
    23.08.1990
    1854
    1.85
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    1854
    1.85
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    1854
    1.85
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    1854
    1.85
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    28.08.1990

  • 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
    0.18