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

6507/7-11 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.
    6507/7-11 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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6507/7-11
    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.
    897-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.06.1997
    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.
    14.08.1997
    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.
    14.08.1999
    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.
    18.05.2004
    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
    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.
    DRY
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    274.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3749.0
    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).
    3744.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    127
    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° 18' 4.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 7' 42.27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7243514.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    412743.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3131

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/7-11 S was drilled to test a 3-way dip closed structure (Heidrun SW) between the Smørbukk Field to the southwest and the Heidrun Field to the northeast. The Heidrun SW prospect consists of a downthrown fault closure, W-segment and an independent up-thrown three way dip-closure; the SW-segment. The trap is a structural hanging wall trap, and formed as a consequence of Late Jurassic to Middle Cretaceous extensional tectonics. The prospect has a 3-way dip closure to the north, west and south and an up-thrown fault closure to the east, requiring a fault seal in order to have hydrocarbons present. The primary objective was to prove up commercial reserves for the Heidrun SW structure, by testing the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Fangst Group, by means of wire line logging and coring. Secondary objectives were to test the Early Jurassic Tilje and Åre reservoirs and the Early Cretaceous sandstones for Hydrocarbon potential. The flowing potential and productivity of a discovery, if made, should be evaluated by MDT and DST-tools. If no indications of hydrocarbons in Late Tilje were found, the well would reach TD at 3706 m TVD RKB (3710 m MD RKB) or 50 m below top Tilje Formation. If hydrocarbons were present, the well would reach TD deeper, at 3926 m TVD RKB (3930 mMD RKB) or 270 m below top Tilje.
    Operations and results
    Well 6507/7-11 S was spudded with the semi-submersible installation Mærsk Jutlander on 25 June 1997 and drilled to TD at 3749 m (3744 m TVD RKB) in the Early Jurassic Tilje Formation. The well was drilled with Seawater and hi-vis pills down to 754 m and with KCl glycol enhanced mud from 754 m to TD.
    Nearly 40 m net thickness (of 100 m gross) of Fangst Group sandstones was encountered. Apart from elevated high background levels of mud gas in the interval 1500 m to 1540 m (7% to 11%) the well was practically devoid of hydrocarbon indications and the target reservoir zones in the Fangst and Båt Groups were found to be dry. A drill break in the Garn Formation confirmed only background levels of gas. One core was cut from the Garn Formation and into the Not Formation in the interval 3461 m to 3488 m, recovering sandstone with a siltstone bed. A PVT water sample was taken at the depth of 3458.9 m in the Garn Formation.
    The well was permanently abandoned as a dry well on 14 August 1997.
    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]
    754.00
    3749.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3461.0
    3487.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    26.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3461-3466m
    Kjerne bilde med dybde: 3466-3471m
    Kjerne bilde med dybde: 3471-3476m
    Kjerne bilde med dybde: 3476-3481m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3486m
    3461-3466m
    3466-3471m
    3471-3476m
    3476-3481m
    3481-3486m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3488m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3481-3488m

  • 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
    359.0
    36
    360.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    749.0
    26
    754.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1987.0
    17 1/2
    1995.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3357.0
    12 1/4
    3365.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    3749.0
    8 1/2
    3749.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT LDT CNL HNGS DSI ACTS GR
    1987
    3365
    CST GR
    0
    0
    DSI GR AMS
    3357
    3750
    FMI GR ACTS
    3357
    3750
    LDT APS HNGS AIT ACTS
    3357
    3750
    MDT GR ACTS
    3458
    3739
    MWD
    749
    754
    MWD - DGR EWR-P4 SLD SNP
    3365
    3749
    MWD - DGR EWR-P4 SLD SNP CLSS
    1995
    3365
    MWD - DGR EWRS
    754
    1995
    ZOVSP GR
    2400
    3740

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.49

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.64

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    78.80

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    330
    1.20
    SPUD MUD
    680
    1.20
    SPUD MUD
    806
    1.28
    14.0
    KCL/GEM GP
    1123
    1.31
    12.0
    KCL/GEM GP
    1598
    1.27
    16.0
    KCL/GEM GP
    1987
    1.27
    14.0
    KCL/GEM GP
    2500
    1.52
    28.0
    KCL/GEM GP
    2788
    1.64
    36.0
    KCL/GEM GP
    3049
    1.64
    38.0
    KCL/GEM GP
    3061
    1.70
    36.0
    KCL/GEM GP
    3204
    1.70
    37.0
    KCL/GEM GP
    3246
    1.70
    40.0
    KCL/GEM GP
    3343
    1.68
    38.0
    KCL/GEM GP
    3365
    1.70
    33.0
    KCL/GEM GP
    3749
    1.20
    22.0
    KCL/GEM GP

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2815.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2825.0
    [m]
    DC
    RRI
    2835.0
    [m]
    DC
    RRI
    2845.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2855.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2865.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2885.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2895.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2905.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2915.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2925.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3035.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3045.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3065.0
    [m]
    DC
    RRI
    3075.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3085.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3095.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3105.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3115.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3125.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.0
    [m]
    DC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3145.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3155.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3165.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3175.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3185.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3195.0
    [m]
    DC
    RRI
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3205.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3215.0
    [m]
    DC
    RRI
    3220.0
    [m]
    DC
    RRI
    3225.0
    [m]
    DC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3235.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3245.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3265.0
    [m]
    DC
    RRI
    3270.0
    [m]
    DC
    RRI
    3275.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3285.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3295.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3305.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3315.0
    [m]
    DC
    RRI
    3320.0
    [m]
    DC
    RRI
    3325.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3335.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3345.0
    [m]
    DC
    RRI