Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/7-8

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.
    6507/7-8
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    6507/7-8
    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.
    550-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.06.1987
    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.
    02.08.1987
    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.
    02.08.1989
    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.
    18.12.2008
    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
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    332.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2855.0
    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).
    2855.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    96
    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° 17' 52.68'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 18' 49.87'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7242895.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421377.09
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1071

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/7-8 is a replacement well for well 6507/7-7 and was drilled on the southern flank of the Heidrun Field on the Halten Terrace. The primary objective was to appraise reserves in this part of the field. Further objectives were to obtain a water sample from the Aldra (Tilje) Formation, evaluate vertical communication between sandstone units in the Tomma Formation (Fangst Group), and to obtain oriented cores from this section for fracture orientation studies.
    Operations and results
    Appraisal well 6507/7-8 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Hunter on 9 June 1987 and drilled to TD at 2855 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. Some problems with low penetration rate and bit balling occurred in the 17 1/2" section in swelling clay, sometimes interbedded with pebbles. The well was drilled with seawater and gel sweeps down to 1035 m and with KCl/polymer mud from 1035 m to TD.
    The top of the Tertiary was encountered at 604 m. No indications of overpressured shallow gas were seen. The top of the Tomma Formation (Fangst Group) was penetrated at 2436.2 m and consisted of two hydrocarbon bearing sandstone units separated by a ca 2 m thick shaley interval at 2468 m. For the two units as a whole the logs gave an average SW of 19.4% over the 60.6 m reservoir and a net/gross ratio of 0.921. RFT pressure data indicated a common pressure regime across the shale band at 2468 m, with an OWC at 2495 m. Oil shows were first observed on cores at 2435.5 m where a uniform light buff coloured oil stain was observed. It had pale yellow fluorescence and gave a pale yellow fast blooming cut. Below this the cut was predominantly fast and streaming. A dark brown residue was observed after the solvent had evaporated. With depth the residue became medium brown. Below 2464 m the shows became patchy with the cut residue becoming a pale yellowish grey. No shows were observed below the OWC.
    Seven cores were cut from 2405 m in the Melke Formation, through the Fangst Group, and down to 2525 m in the Ror Formation. The average core recovery was 98%. 30 RFT pressure tests were taken through the reservoir. No fluid samples were taken on wire line.
    The well was permanently abandoned on 2 August 1987 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    Two DST's were conducted in the intervals 2473 m to 2480 m (DST 1) and 2438 m to 2441 m (DST 2). DST 1 flowed 30 deg API oil at 187 Sm3/day and gas at 19900 Sm3/day through a 20/64" choke. The gas gravity was 0.68 (air = 1) and the GOR was 106 Sm3/Sm3. DST 2 flowed 29 API oil at 1105 Sm3/day and gas at 136570 Sm3/day through a 52/64" choke. The gas gravity was 0.7 (air = 1) and the GOR was 124 Sm3/Sm3. The gauge temperatures recorded in the tests were 90.3 and 86.7 deg C in DST 1 and DST 2, respectively.
    The results of the well test did not indicate vertical communication across the shaley interval at 2468 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1035.00
    2855.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2405.0
    2423.5
    [m ]
    2
    2423.5
    2441.7
    [m ]
    3
    2442.0
    2458.9
    [m ]
    4
    2460.1
    2479.0
    [m ]
    5
    2479.0
    2497.3
    [m ]
    6
    2497.5
    2516.8
    [m ]
    7
    2516.0
    2525.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    119.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    2473.00
    2480.00
    19.07.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2438.00
    2441.00
    21.07.1987 - 00:00
    YES

  • 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
    468.0
    36
    1035.0
    1.02
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1027.2
    26
    1054.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2398.5
    17 1/2
    2403.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2833.5
    12 1/4
    2855.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2473
    2480
    7.9
    2.0
    2441
    2438
    20.6
    2.1
    2441
    2438
    20.6
    2.2
    2441
    2438
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    8.000
    2.0
    8.000
    2.1
    8.000
    2.2
    8.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    175
    0.882
    0.670
    80
    2.0
    1145
    99000
    0.882
    0.670
    86
    2.1
    1145
    0.887
    0.700
    86
    2.2
    1137
    0.887
    0.700
    87

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CCL
    2015
    2530
    DIL MSFL SDT GR SP
    2399
    2828
    DLL LDL CNL NGL CAL GR
    2399
    2828
    FMS GR
    2399
    2835
    MWD - GR RES DIR
    473
    2855
    RFT GR
    2439
    2797
    SDT CBL
    800
    2398
    VSP
    1200
    2825
    VSP
    2360
    2600

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.90
    pdf
    2.95
    pdf
    12.42

  • 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
    0.40
    pdf
    0.21

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    466
    1.04
    WATER BASED
    11.06.1987
    470
    1.04
    WATER BASED
    15.06.1987
    544
    1.04
    WATER BASED
    15.06.1987
    1021
    1.03
    WATER BASED
    15.06.1987
    1035
    1.04
    WATER BASED
    16.06.1987
    1035
    1.04
    WATER BASED
    17.06.1987
    1035
    1.04
    WATER BASED
    18.06.1987
    1035
    1.04
    WATER BASED
    19.06.1987
    1035
    1.04
    WATER BASED
    22.06.1987
    1054
    1.16
    WATER BASED
    22.06.1987
    1211
    1.17
    WATER BASED
    22.06.1987
    1541
    1.28
    WATER BASED
    23.06.1987
    1795
    1.32
    WATER BASED
    24.06.1987
    1953
    1.38
    WATER BASED
    25.06.1987
    2198
    1.40
    WATER BASED
    26.06.1987
    2199
    1.40
    WATER BASED
    29.06.1987
    2344
    1.42
    WATER BASED
    29.06.1987
    2359
    1.42
    WATER BASED
    29.06.1987
    2403
    1.42
    WATER BASED
    30.06.1987
    2403
    1.20
    WATER BASED
    02.07.1987
    2403
    1.42
    18.0
    5.8
    WATER BASED
    01.07.1987
    2405
    1.21
    11.0
    19.0
    WATER BASED
    03.07.1987
    2429
    1.21
    17.0
    8.2
    WATER BASED
    06.07.1987
    2465
    1.21
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    06.07.1987
    2513
    1.21
    15.0
    7.2
    WATER BASED
    06.07.1987
    2525
    1.21
    14.0
    6.7
    WATER BASED
    07.07.1987
    2614
    1.20
    15.0
    10.1
    WATER BASED
    13.07.1987
    2658
    1.20
    15.0
    7.2
    WATER BASED
    13.07.1987
    2855
    1.20
    13.0
    2.4
    WATER BASED
    14.07.1987
    2855
    1.19
    9.0
    5.8
    WATER BASED
    20.07.1987
    2855
    1.20
    16.0
    7.7
    WATER BASED
    13.07.1987
    2855
    1.21
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    13.07.1987
    2855
    1.19
    12.0
    2.4
    WATER BASED
    15.07.1987
    2855
    1.19
    12.0
    2.4
    WATER BASED
    16.07.1987
    2855
    1.19
    10.0
    6.2
    WATER BASED
    17.07.1987
    2855
    1.19
    8.0
    5.3
    WATER BASED
    20.07.1987
    2855
    1.19
    8.0
    5.3
    WATER BASED
    21.07.1987
    2855
    1.19
    8.0
    5.3
    WATER BASED
    22.07.1987
    2855
    1.19
    8.0
    5.3
    WATER BASED
    23.07.1987
    2855
    1.19
    8.0
    5.3
    WATER BASED
    24.07.1987
    2855
    1.19
    9.0
    5.7
    WATER BASED
    27.07.1987
    2855
    1.19
    9.0
    4.8
    WATER BASED
    28.07.1987
    2855
    0.00
    WATER BASED
    29.07.1987
    2855
    0.00
    WATER BASED
    31.07.1987
    2855
    0.00
    WATER BASED
    03.08.1987