Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/11-9 S

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.
    6506/11-9 S
    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
    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.
    6506/11-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline2273 & crossline 2342 -Site survey ST0808
    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.
    Centrica Resources (Norge) AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1402-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    118
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.05.2012
    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.
    03.09.2012
    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.
    03.09.2014
    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.
    13.01.2015
    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).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    249.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5330.0
    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).
    4972.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    31.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    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° 10' 18.54'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 37' 21.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7229882.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    388624.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6852

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6506/11-9 S tested the Cooper Prospect on the Halten Terrace in the Norwegian Sea between the Morvin and Smørbukk Fields. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the Middle and Early
    Jurassic Fangst and Båt Groups, specifically the Garn and Ile Formations. The Early Cretaceous Lysing and Intra Lange Formations were regarded as secondary targets.
    Operations and results
    Wildcat well 6506/11-9 S was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 9 May 2012 and drilled to TD at 5330 m (4972 m TVD) in the Early Jurassic Åre Formation. The well path assumes an 'S' shape and the surface location was purposely offset from the target to avoid locating the rig in an area of cold-water corals. The well was drilled with KCl water based mud down to 1170 m, with Versatec oil based mud from 1170 m to 2130 m, and with Versatherm oil based mud from 2130 m to TD.
    Hydrocarbon recognition was partly masked by oil based mud but significant heavy hydrocarbon gases and moderate to strong shows were observed in the relatively thin, interbedded sandstones of the Lysing Formation between 3516 and 3594 m. Hydrocarbon shows were observed also in Intra-Lange sands. The reservoirs in both Lysing and Lange was fragmented, with a low reservoir nett to gross ratio. The Garn Formation was encountered at 4716 m. Good hydrocarbon shows were encountered in the Garn Formation and on the cores in the Upper Ile Formation down to 4828 m, but pervasive secondary silica cementation resulted in extensive permeability destruction in the Garn Formation. The Tofte and Tilje Formations were interpreted as being water wet.
    Two conventional cores were cut sequentially in the Garn and underlying Not Formations. A further three cores were taken in the Ile Formation, based on indeterminate shows. One core was cut in the Tilje Formation, based on hydrocarbon shows that were subsequently interpreted as being due to recirculated hydrocarbons from the overlying oil bearing horizon. MDT fluid samples were taken at 4765 m (contaminated oil), 4767 m (oil, water and filtrate), 4831 m (water), and 5246.7 m (water).
    The well was permanently abandoned on 3 September 2012 on as a dry well with shows.
    Testing
    The 7" liner was perforated over the entire Garn Formation from 4718 m to 4780 m and an attempt was made to perform a DST. The well failed to flow during the DST and the decision was made to abandon further testing, due to tight reservoir.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1220.00
    5330.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4731.0
    4754.6
    [m ]
    2
    4755.5
    4800.6
    [m ]
    3
    4815.0
    4841.3
    [m ]
    4
    4852.5
    4878.9
    [m ]
    5
    4880.5
    4903.7
    [m ]
    6
    5110.0
    5138.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    172.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PPC DSI GPIT PPC GR
    4612
    5032
    CMR HXPT GR
    4625
    5320
    LDS APS HNGS
    4612
    5032
    LWD - GR PWD DEN RES NEU DI
    4801
    5330
    LWD - GVR GR RES NEU DEN SON
    4700
    4815
    LWD - GVR STET RES GR NEU DEN SO
    4615
    4731
    LWD - PDGR DI PWD RES GR SON
    1211
    2536
    LWD - PDGR FPWD PWD RES GR NEU D
    2536
    4615
    LWD - PWD RES GR DI
    357
    1211
    LWD - PWD RES GR DI SON
    357
    1200
    LWD-DI
    267
    357
    PMIT GR CCL
    280
    4605
    PS HY PO PQ HY PO IFA MS1-2 GR
    4744
    4922
    PS XLD HY PO LFA MS GR
    5021
    5246
    SC PO PALE PS HY PO IFA AMS GR
    4763
    4830
    USIT VBL
    4520
    4787
    VSI2 GR
    604
    5020

  • 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
    350.0
    36
    352.0
    0.00
    PILOT HOLE
    1200.0
    9 7/8
    1200.0
    0.00
    SURF.COND.
    29
    1206.0
    26
    1211.0
    1.72
    FIT
    INTERM.
    13 3/8
    2530.0
    17 1/2
    2536.0
    1.90
    FIT
    SURF.COND.
    9 5/9
    4609.0
    12 1/4
    4615.0
    2.08
    FIT
    LINER
    7
    4864.0
    8 1/2
    5330.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    375
    1.15
    16.0
    KCl mud
    544
    1.21
    15.0
    KCl mud
    1150
    1.21
    16.0
    KCl mud
    1200
    1.19
    17.0
    KCl mud
    1211
    1.02
    SEAWATER
    2530
    1.74
    56.0
    Versatherm OBM
    2536
    1.59
    58.0
    Versatec OBM
    3596
    1.76
    64.0
    Versatherm OBM
    4616
    1.83
    60.0
    Versatherm OBM
    4616
    1.93
    1.0
    OBM
    4616
    1.76
    58.0
    Versatherm OBM
    4661
    1.93
    74.0
    Versatherm OBM
    4783
    1.91
    68.0
    Versatherm OBM
    4852
    1.91
    66.0
    Versatherm OBM
    4903
    1.91
    58.0
    Versatherm OBM
    5137
    1.91
    59.0
    Versatherm OBM
    5225
    1.91
    58.0
    Versatherm OBM
    5330
    1.02
    1.0
    Inhibited seawater
    5330
    1.91
    71.0
    Versatherm OBM