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

6507/7-6

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.
    6507/7-6
    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).
    APPRAISAL
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    6507/7-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CN 8502-608 & SP.268
    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.
    524-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.07.1986
    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.
    06.09.1986
    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.
    06.09.1988
    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.
    APPRAISAL
    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.
    OIL/GAS
    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
    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.
    FANGST GP
    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.
    EARLY 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.
    BÅT GP
    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.
    350.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2525.0
    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).
    2470.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    84
    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° 21' 30.03'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 19' 10.35'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7249616.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421821.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    922

  • Brønnhistorie
    Well 6507/7 6 is an appraisal well on the crest of the Heidrun field structure on Haltenbanken off shore Mid Norway. The structure is a fault wedge. The main objectives of the well were to establish the Ti1je gas/oil contact, to define Tilje and Åre oil properties, and to investigate the Åre oil/water contact. In addition, the well was expected to prove Fangst erosion and established lateral continuity of Tilje reservoir properties.
    Operations and results
    Appraisal well 6507/7 6 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 23 July 1986 and drilled to TD at 2525 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. At 419 m the drill string torqued up and spun out five joints below the kelly, dropping the string to the seabed. The well was re-spudded after being moved approximately 8 m, and this time drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and pre-hydrated gel sweeps down to 1030 m and with KCl/polymer mud from 1030 m to TD.
    Oil shows were recorded in 3 m thick sandstone at 2096 m in the Cretaceous. A marked unconformity separates the Middle Jurassic from the overlying Late Cretaceous sequence. The total hiatus was from Aalenian-Bajocian to Campanian-Santonian. Top Middle Jurassic Fangst Group, Ile Formation was encountered at 2144.5 m and was gas bearing. From good quality RFT pressure data, cores, and electric logs a gas/oil contact was established at 2339 m in the Tilje Formation and the oil/water contact at 2440 m in the Åre Formation. Shows continued down to 2445. Below this depth no shows were reported.
    A total of 191 m core was recovered from the well. Two cores were cut from the Early Cretaceous through the Fangst Group and into the top Båt Group (2129 - 2185 m), and eight cores were cut from the gas zone in the lower part of the Tilje Formation, through the OWC and into the Åre Formation (2305 - 2462 m). One RFT run was made in the 12 1/4" hole. A water sample was attempted at 2457m without any recovery. The gas gradient was 0.073 psi/ft (0.169 g/cc). Two oil gradients were found. To 2390 m the gradient was 0.327 psi/ft (0.754 g/cc). Passing through the upper Åre Formation siltstone/claystone bed a pressure increase was encountered and the oil column down to the oil/water contact exhibited a higher oil gradient of 0.362 psi/ft (0.834 g/cc). The water gradient was 0.446 psi/ft (1.028 g/cc).
    The well was permanently abandoned on 6 September 1986 as a gas and oil appraisal.
    Testing
    Two DST's were performed in this well.
    DST 1 tested the combined intervals 2411.5 ? 2415 and 2421 ? 2424 m in the Åre Formation. Maximum flow was 782 Sm3 oil and 46100 Sm3 gas /day through a 90.5/64" choke. The GOR was 59 Sm3/Sm3, the oil gravity was 23 deg API, and the gas gravity was 0.627 with 3 % CO2 and no detectable H2S.
    DST 2 tested the interval 2348.5 ? 2365 m in the Tilje Formation. The well flowed at maximum rates 628 Sm3 oil and 61450 Sm3 gas /day through a 132/64" choke. The GOR was 98 Sm3/Sm3, the oil gravity was 27 deg API, and the gas gravity was 0.614 with 1.7 % CO2 and no detectable H2S. Large amounts of sand were also produced in DST 2, leading to a pre-mature end of the flow period. The recorded down-hole temperatures were 83.3 and 78.9 deg C in DST 1 and DST 2 respectively.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1040.00
    2524.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2129.0
    2156.7
    [m ]
    2
    2157.9
    2184.4
    [m ]
    3
    2305.0
    2306.6
    [m ]
    4
    2315.0
    2341.9
    [m ]
    5
    2344.0
    2363.3
    [m ]
    6
    2364.5
    2390.4
    [m ]
    7
    2392.5
    2404.7
    [m ]
    8
    2405.0
    2419.8
    [m ]
    9
    2424.0
    2441.0
    [m ]
    10
    2442.0
    2460.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    190.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2129.0
    [m]
    C
    OD
    2130.1
    [m]
    C
    OD
    2131.2
    [m]
    C
    OD
    2133.4
    [m]
    C
    OD
    2134.5
    [m]
    C
    OD
    2135.5
    [m]
    C
    OD
    2136.4
    [m]
    C
    OD
    2137.4
    [m]
    C
    OD
    2138.5
    [m]
    C
    OD
    2139.6
    [m]
    C
    OD
    2140.5
    [m]
    C
    OD
    2141.5
    [m]
    C
    OD
    2142.5
    [m]
    C
    OD
    2142.9
    [m]
    C
    OD
    2143.6
    [m]
    C
    OD
    2144.5
    [m]
    C
    OD
    2145.5
    [m]
    C
    OD
    2148.8
    [m]
    C
    OD
    2156.5
    [m]
    C
    OD
    2171.8
    [m]
    C
    OD
    2175.7
    [m]
    C
    OD
    2180.9
    [m]
    C
    OD

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    2411.50
    2424.00
    24.08.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2348.50
    2365.00
    30.08.1984 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    0.00
    0.00
    30.08.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    375
    375
    1495
    1852
    1852
    1935
    1935
    1967
    2016
    2145
    2159
    2190
    2369

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.67
    pdf
    0.14

  • 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
    0.26
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.56
    pdf
    11.24
    pdf
    7.86

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2424
    2412
    35.9
    2.0
    2349
    2365
    52.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.000
    24.000
    2.0
    2.000
    22.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    782
    46100
    0.918
    0.617
    59
    2.0
    628
    61450
    0.895
    0.617
    98

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    496
    2045
    CBL VDL GR CCL
    1700
    2478
    DIL SLS GR SP
    2079
    2524
    DLL MSFL GR
    2079
    2521
    LDL CNL NGL
    2079
    2525
    MSD
    2085
    2523
    MWD - GR RES DIR
    472
    2525
    RFT HP
    2149
    2504
    RFT SG
    2149
    2504
    SHDT FAST CHANNELS
    2079
    2524
    SHDT GEOMETRY
    2079
    2524
    VSP SAT
    1800
    2475

  • 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
    473.0
    36
    474.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1024.0
    26
    1030.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2080.0
    17 1/2
    2087.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2510.0
    12 1/4
    2525.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    419
    1.03
    WATERBASED
    23.07.1986
    1030
    1.14
    20.0
    12.9
    WATERBASED
    31.07.1986
    1303
    1.16
    17.0
    8.6
    WATERBASED
    04.08.1986
    1769
    1.38
    24.0
    9.1
    WATERBASED
    04.08.1986
    1836
    1.39
    30.0
    9.6
    WATERBASED
    04.08.1986
    2050
    1.42
    27.0
    8.1
    WATERBASED
    05.08.1986
    2080
    1.26
    WATERBASED
    08.08.1986
    2087
    1.44
    28.0
    8.6
    WATERBASED
    06.08.1986
    2087
    0.00
    28.0
    8.6
    WATERBASED
    07.08.1986
    2305
    1.27
    WATERBASED
    11.08.1986
    2305
    0.00
    WATERBASED
    12.08.1986
    2525
    1.26
    WATERBASED
    18.08.1986
    2525
    0.00
    WATERBASED
    21.08.1986
    2525
    0.00
    WATERBASED
    19.08.1986

  • 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
    0.27