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

6507/10-1

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.
    6507/10-1
    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
    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.
    6507/10-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    725 474 SP 718.66 X-OVER 725 280
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    337-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    114
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.07.1982
    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.
    31.10.1982
    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.
    31.10.1984
    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.
    13.12.2005
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    297.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3693.0
    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).
    3687.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    112
    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.
    LATE TRIASSIC
    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° 13' 10.75'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 14' 0.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7234272.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    417384.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    81

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 6507/10-1 was the sixth well drilled on the Mid Norway continental shelf area. It is located in between later discoveries such as SmØrbukk, Heidrun, and Midgard. The main targets of the well were sandstones of middle to Late Jurassic age. Secondary targets were sandstones of Early Tertiary, Early Jurassic and Triassic age.
    The well is Reference Well for the Ror Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/10-1 was spudded with the semi-submersible installation Sedco 707 on 10 July 1982 and drilled to TD at 3693 m in the Åre Formation. Tight hole was experienced at the bottom of the 13 3/8" section. While drilling the 12 1/4" section the drill string stuck. After several attempts to free the string, the well was sidetracked. The sidetrack was drilled to 2007 m where the string again got stuck. The well was then sidetracked again to 2220 m at which point the string got stuck again. This time the string was jarred free and the 12 1/4" hole was finally drilled to 2780 m. Problems with the BOP and wellhead delayed operations in the 8 1/2" section. The well was drilled with spud mud down to 440 m, with a sea water/clay built native mud from 440 m to 913 m, and with CMC/gypsum mud from 1971 m to 2149 m. From 2149 m to 2780 m the mud was gradually broken over to a lignosulphonate (Spersene) mud, and from 2780 m to TD a Spersene/XP 20 mud was used.
    Sandstones were found in the Middle and Early Jurassic. The Early Tertiary sandstones were not present. The Triassic sandstone horizon was not penetrated. An 11% methane gas peak was recorded from a Miocene sandstone at 590 m but no fluorescence was noted. Sandstone in the interval 1790-1805 m produced a slow crush cut fluorescence as did the Late Jurassic mudstone between 2779 m and 2828 m in the Spekk Formation. These were the only hydrocarbon indications recorded in the well. Logs and RFT pressure gradients proved all potential reservoir sections in the well to be 100% water wet. Organic geochemical analysis of the Jurassic sandstones confirmed the general lack of migrated hydrocarbons and found the well to be thermally immature down to about ca 3000 m.
    Two cores were taken at 2880.5 m to 2889.5 m and 3073.6 m to 3083.2 m in the Ile and Tilje Formations, respectively.
    No fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 31 October 1982 as a dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    440.00
    3695.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2880.5
    2887.4
    [m ]
    2
    3073.6
    3081.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    15.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2886m
    Kjerne bilde med dybde: 2886-2887m
    Kjerne bilde med dybde: 3073-3079m
    Kjerne bilde med dybde: 3079-3081m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2880-2886m
    2886-2887m
    3073-3079m
    3079-3081m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    450.0
    [m]
    DC
    BP
    520.0
    [m]
    DC
    BP
    620.0
    [m]
    DC
    BP
    720.0
    [m]
    DC
    BP
    820.0
    [m]
    DC
    BP
    920.0
    [m]
    DC
    BP
    1020.0
    [m]
    DC
    BP
    1120.0
    [m]
    DC
    BP
    1220.0
    [m]
    DC
    BP
    1320.0
    [m]
    DC
    BP
    1420.0
    [m]
    DC
    BP
    1520.0
    [m]
    DC
    BP
    1620.0
    [m]
    DC
    BP
    1670.0
    [m]
    DC
    BP
    1720.0
    [m]
    DC
    BP
    1770.0
    [m]
    DC
    BP
    1795.0
    [m]
    DC
    BP
    1820.0
    [m]
    DC
    BP
    1870.0
    [m]
    DC
    BP
    1895.0
    [m]
    DC
    BP
    1920.0
    [m]
    DC
    BP
    1945.0
    [m]
    DC
    BP
    1975.0
    [m]
    DC
    BP
    2000.0
    [m]
    DC
    BP
    2030.0
    [m]
    DC
    BP
    2040.0
    [m]
    DC
    BP
    2050.0
    [m]
    DC
    BP
    2075.0
    [m]
    DC
    BP
    2080.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2090.0
    [m]
    DC
    BP
    2090.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2100.0
    [m]
    DC
    BP
    2100.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2105.0
    [m]
    DC
    BP
    2110.0
    [m]
    DC
    BP
    2110.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2120.0
    [m]
    DC
    BP
    2130.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2135.0
    [m]
    DC
    BP
    2150.0
    [m]
    DC
    BP
    2150.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2170.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2190.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2200.0
    [m]
    DC
    BP
    2210.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2230.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2250.0
    [m]
    DC
    BP
    2250.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2270.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2290.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2300.0
    [m]
    DC
    BP
    2310.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2330.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2350.0
    [m]
    DC
    BP
    2350.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2370.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2390.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2400.0
    [m]
    DC
    BP
    2410.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2430.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2450.0
    [m]
    DC
    BP
    2455.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2470.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2490.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2500.0
    [m]
    DC
    BP
    2510.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2530.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2550.0
    [m]
    DC
    BP
    2550.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2570.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2590.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2600.0
    [m]
    DC
    BP
    2610.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2630.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2650.0
    [m]
    DC
    BP
    2650.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2670.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2690.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2700.0
    [m]
    DC
    BP
    2700.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2710.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2720.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2730.0
    [m]
    DC
    BP
    2730.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2740.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2750.0
    [m]
    DC
    BP
    2750.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2760.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2770.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2775.0
    [m]
    SWC
    BP
    2775.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2780.0
    [m]
    DC
    BP
    2780.0
    [m]
    SWC
    BP
    2780.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2785.0
    [m]
    SWC
    BP
    2790.0
    [m]
    SWC
    BP
    2807.0
    [m]
    DC
    BP
    2810.0
    [m]
    SWC
    BP
    2825.0
    [m]
    DC
    BP
    2831.0
    [m]
    SWC
    BP
    2848.0
    [m]
    SWC
    BP
    2852.0
    [m]
    DC
    BP
    2877.0
    [m]
    SWC
    BP
    2879.0
    [m]
    DC
    BP
    2912.0
    [m]
    DC
    BP
    2951.0
    [m]
    DC
    BP
    2975.0
    [m]
    DC
    BP
    2996.0
    [m]
    SWC
    BP
    3002.0
    [m]
    DC
    BP
    3005.0
    [m]
    SWC
    BP
    3032.0
    [m]
    DC
    BP
    3055.0
    [m]
    DC
    BP
    3081.0
    [m]
    DC
    BP
    3082.2
    [m]
    DC
    BP
    3098.0
    [m]
    DC
    BP
    3120.0
    [m]
    SWC
    BP
    3145.0
    [m]
    DC
    BP
    3200.0
    [m]
    DC
    BP
    3251.0
    [m]
    DC
    BP
    3276.0
    [m]
    SWC
    BP
    3301.0
    [m]
    SWC
    BP
    3302.0
    [m]
    DC
    BP
    3350.0
    [m]
    DC
    BP
    3400.0
    [m]
    SWC
    BP
    3401.0
    [m]
    DC
    BP
    3450.0
    [m]
    SWC
    BP
    3452.0
    [m]
    DC
    BP
    3499.0
    [m]
    SWC
    BP
    3500.0
    [m]
    DC
    BP
    3548.0
    [m]
    DC
    BP
    3560.0
    [m]
    DC
    BP
    3602.0
    [m]
    DC
    BP
    3603.9
    [m]
    SWC
    BP
    3647.0
    [m]
    DC
    BP
    3656.0
    [m]
    DC
    BP
    3671.0
    [m]
    DC
    BP
    3695.0
    [m]
    DC
    BP

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.63

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22
    pdf
    0.28
    pdf
    1.21
    pdf
    1.53

  • 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
    0.17
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.43
    pdf
    1.52
    pdf
    33.04
    pdf
    34.00
    pdf
    0.32
    pdf
    0.56
    pdf
    2.21
    pdf
    19.93
    pdf
    12.26
    pdf
    32.84
    pdf
    73.69
    pdf
    16.62
    pdf
    1.08
    pdf
    7.69

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1480
    2769
    CBL VDL GR
    1700
    1951
    CST GR
    2775
    3667
    HDT
    2770
    3415
    ISF BFCS MSFL CAL GR SP
    903
    1969
    ISF BHCS GR SP
    436
    897
    ISF BHCS MSFL CAL GR SP
    1818
    2779
    ISF BHCS MSFL CAL GR SP
    2770
    3697
    LDL CNL CAL GR
    2770
    3697
    RFT GR
    2884
    3658
    VSP
    475
    3685

  • 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
    436.0
    36
    440.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    903.0
    24
    913.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1954.0
    17 1/2
    1971.0
    1.48
    LOT
    OPEN HOLE
    1990.0
    12 1/4
    1990.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2149.0
    12 1/4
    2149.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2771.0
    12 1/4
    2780.0
    1.87
    LOT
    OPEN HOLE
    3693.0
    8 1/2
    3693.0
    0.00
    LOT

  • 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
    0.28