Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/9-2 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.
    6506/9-2 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
    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.
    6506/9-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    seismic survey CE0801M1-inline2791& crossline 2704
    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.
    1298-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.02.2010
    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.
    28.04.2010
    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.
    28.04.2012
    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.
    28.04.2012
    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/CONDENSATE
    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.
    GARN FM
    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.
    MIDDLE 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.
    ILE FM
    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.
    281.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4805.0
    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).
    4736.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    14.3
    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° 15' 51.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 44' 4.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7239978.20
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    394237.40
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6332

  • Brønnhistorie
    General
    The well 6506/9-2 S was drilled on the Fogelberg prospect in a rotated fault block located on the Halten terrace north-northwest of the Smørbukk and Åsgard fields. The overall objective for the well was to test the hydrocarbon potential in the Middle/Lower Jurassic sandstones of the Fangst and Båt Groups. The expected hydrocarbon phase was light oil with associated gas similar to the nearby 6506/11-7 Morvin light oil discovery. The planned total depth for the well was 4783 m TVD RKB, fulfilling the license obligation of drilling 50 m into the Åre Formation (Båt Group). The well was defined as a HPHT well.
    Operations and results
    Wildcat well 6506/9-2 S was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 11 February 2010 and drilled to TD at 4805 m (4736 m TVD) in the Early Jurassic Åre Formation. The well started with a 9 7/8" pilot hole down to 1227 m to check for shallow gas. No shallow gas was encountered. The well was drilled vertical down to 1213 m. From there angle was built up to 13 deg at ca 1600 m and kept at approximately this angle down to ca 3900 m, and then falling off to vertical again from ca 4000 m to TD. The well was drilled without significant operational problems. It was drilled with seawater and sweeps down to 1219 m, with Glydril water based mud from 1219 m to 2126 m, and with Versatherm oil based mud from 2126 m to TD.
    No hydrocarbons were encountered in the Lysing or Lange formations. High gas readings were encountered in the Lange Formation at 4022 m (3954 m TVD). This coincided with maximum recorded pore pressure in the well and low mud weight. With the correct mud weight circulated in place, the background gas returned to normal level and the drilling operation resumed. Base Cretaceous Unconformity was encountered at 4138 m (4069 m TVD) with 20 m MD Spekk Formation overlying 174 m MD Melke Formation. The target reservoir was penetrated at 4332 m (4263.5 m TVD) with 107.5 m TVD gross gas/condensate in Garn and Ile collectively and a possible GWC at 4440 m (4372 m TVD). Garn and Ile consisted of slightly tighter reservoir sands than initially anticipated. The results of the MDT pressure measurements showed a gas/condensate gradient, equal to 0.029 bar/m, in the Garn and Ile formations. The Tofte Formation was very tight and no gradient could be established. In the Tilje Formation a water gradient is established at 0.096 bar/m. No clear oil shows above OBM were recorded in the well.
    Two conventional cores were cut at 4342 - 4369 m in the Garn Formation and 4416 - 4471 m in the Ile Formation, both with approximately 100% recovery. MDT fluid samples were taken at 4357.98 m in upper Garn Formation (gas/condensate), 4377 m in lower Garn Formation (gas/condensate), 4411.1 m in upper Ile Formation (gas/condensate), 4428 m in lower Ile Formation (gas/condensate), and 4676 m in the Tilje Formation (water).
    The well was permanently abandoned on 28 April 2010 as a gas/condensate discovery.
    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]
    1225.00
    4805.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4342.0
    4368.7
    [m ]
    2
    4416.0
    4471.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    81.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4212.0
    [m]
    DC
    APT
    4221.0
    [m]
    DC
    APT
    4230.0
    [m]
    DC
    APT
    4239.0
    [m]
    DC
    APT
    4248.0
    [m]
    DC
    APT
    4266.0
    [m]
    DC
    APT
    4275.0
    [m]
    DC
    APT
    4284.0
    [m]
    DC
    APT
    4293.0
    [m]
    DC
    APT
    4302.0
    [m]
    DC
    APT
    4311.0
    [m]
    DC
    APT
    4320.0
    [m]
    DC
    APT
    4329.0
    [m]
    DC
    APT
    4338.0
    [m]
    DC
    APT
    4371.0
    [m]
    DC
    APT
    4380.0
    [m]
    DC
    APT
    4389.0
    [m]
    DC
    APT
    4398.0
    [m]
    DC
    APT
    4407.0
    [m]
    DC
    APT
    4416.0
    [m]
    DC
    APT
    4473.0
    [m]
    DC
    APT
    4482.0
    [m]
    DC
    APT
    4491.0
    [m]
    DC
    APT
    4500.0
    [m]
    DC
    APT
    4509.0
    [m]
    DC
    APT
    4518.0
    [m]
    DC
    APT
    4527.0
    [m]
    DC
    APT
    4536.0
    [m]
    DC
    APT
    4545.0
    [m]
    DC
    APT
    4554.0
    [m]
    DC
    APT
    4563.0
    [m]
    DC
    APT
    4581.0
    [m]
    DC
    APT
    4590.0
    [m]
    DC
    APT
    4599.0
    [m]
    DC
    APT
    4608.0
    [m]
    DC
    APT
    4617.0
    [m]
    DC
    APT
    4626.0
    [m]
    DC
    APT
    4635.0
    [m]
    DC
    APT
    4644.0
    [m]
    DC
    APT
    4653.0
    [m]
    DC
    APT
    4662.0
    [m]
    DC
    APT
    4671.0
    [m]
    DC
    APT
    4680.0
    [m]
    DC
    APT
    4689.0
    [m]
    DC
    APT
    4698.0
    [m]
    DC
    APT
    4707.0
    [m]
    DC
    APT
    4716.0
    [m]
    DC
    APT
    4725.0
    [m]
    DC
    APT
    4734.0
    [m]
    DC
    APT
    4743.0
    [m]
    DC
    APT
    4752.0
    [m]
    DC
    APT
    4761.0
    [m]
    DC
    APT
    4770.0
    [m]
    DC
    APT
    4779.0
    [m]
    DC
    APT
    4788.0
    [m]
    DC
    APT
    4797.0
    [m]
    DC
    APT
    4805.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.06

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT GPI PPC DSI GR
    4196
    4997
    LDS APS HNGS
    4196
    4799
    LWD - DJ
    299
    1219
    LWD - GEOVIS ECOS SONVIS
    4369
    4805
    LWD - GR RES PWD DJ SON DENS NEU
    2126
    4202
    LWD - GR RES PWD DJ SONIC
    299
    1227
    LWD - GR RES PWD DJ SONIC
    1227
    2126
    LWD - GV STETH ECHO SONVIS
    4202
    4342
    MDT
    4333
    4594
    MDT
    4334
    4463
    MDT
    4375
    4377
    MDT
    4676
    4358
    MSCT
    4345
    4386
    VSI
    1345
    2445
    VSI
    2196
    4795
    XPT
    4333
    4338

  • 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
    390.0
    36
    396.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1213.0
    26
    1219.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2111.0
    17 1/2
    2126.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4197.0
    12 1/4
    4202.0
    2.10
    LOT
    OPEN HOLE
    4806.0
    8 1/2
    4805.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1033
    1.02
    Seawater
    1210
    1.31
    16.0
    Glydril WBM
    1795
    1.40
    22.0
    Glydril WBM
    1955
    1.39
    20.0
    Glydril WBM
    2125
    1.54
    25.0
    Glydril
    2680
    1.72
    69.0
    Versatec
    4156
    1.77
    66.0
    Versatherm
    4202
    1.80
    79.0
    Versatherm
    4213
    1.89
    38.0
    Versatherm
    4470
    1.89
    46.0
    Versatherm
    4805
    1.89
    62.0
    Versatherm
    4805
    1.89
    61.0
    Versatherm

  • 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