Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/12-2

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.
    6507/12-2
    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.
    6507/12-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    X SG 8045-252 + SG 8045-483.
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    289-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    169
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.06.1981
    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.
    24.11.1981
    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.
    24.11.1983
    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.
    29.06.2004
    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
    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.
    SHOWS
    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.
    261.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5008.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    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.
    MIDDLE 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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 11' 48.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 51' 35.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7231064.18
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    446629.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    437

  • Brønnhistorie
    General
    The purpose of drilling the second exploration well offshore Mid-Norway was to test the whole stratigraphic sequence between the seabed and 5000 m or basement whichever came first, as specified in the licence agreement,
    Vertical closures near base Jurassic, top Lower Triassic, and a possible Permian marker represented the primary targets. Any horizon below the mapped Near Base Jurassic reflector would, according to Saga's interpretation, also be closed and thus represent a possible trap.
    Operations and results
    Well 6507/12-2 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 9 June 1981 and drilled to TD at 5008 m in the Triassic Red Beds. When pulling out of hole after drilling the 17 1/2" to 1005 m a shallow gas kick was taken. The drill string got stuck m in the 8 1/2 " section at 3620 and could not be freed. The well had to be plugged back and sidetracked from 3347 m. The well was drilled with sea water and gel down to 354 m, with gel/gypsum mud from 354 m to 1005 m, with PAC/polymer/gypsum mud from 1005 m to 2522 m, and with salt saturated lignite mud from 2522 m to TD.
    The well turned out to be dry except for traces of hydrocarbons in a few minor sand-streaks in the Upper Triassic Red Bed sequence. Correlation to the well 6507/12-1 demonstrated generally that all the layers were thinning towards the hinge of the platform. In the Triassic, two significant salt units were encountered, with a total thickness of 800 m, separated by more than 500 m claystones/shales. Two cores were cut. The first was cut from 1929.3 m to 1947.3 m, but nothing was recovered on the rig. The second was cut from 4975 m to 4985 m with 92% recovered. The FIT-samples were attempted through the liner and the 9 5/8" casing at two levels (3010 m and 3002 m), but build up pressure was not achieved. The fluid sample recoveries were respectively 560cc and 550cc, both composed predominantly of mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 26 November 1981 as a dry well with shows.
    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]
    360.00
    4449.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    4975.0
    4984.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    9.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4975-4980m
    Kjerne bilde med dybde: 4981-4984m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4975-4980m
    4981-4984m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1570.0
    [m]
    DC
    OD
    2016.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2023.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2053.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2071.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2104.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2183.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2310.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2351.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2400.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2442.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2460.0
    [m]
    DC
    OD
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2482.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2520.0
    [m]
    DC
    OD
    2541.0
    [m]
    DC
    OD
    2559.0
    [m]
    DC
    OD
    2589.0
    [m]
    DC
    OD
    2610.0
    [m]
    DC
    OD
    2631.0
    [m]
    DC
    OD
    2652.0
    [m]
    DC
    OD
    2670.0
    [m]
    DC
    OD
    2691.0
    [m]
    DC
    OD
    2709.0
    [m]
    DC
    DC
    2733.0
    [m]
    DC
    OD
    2751.0
    [m]
    DC
    OD
    2769.0
    [m]
    DC
    OD
    2790.0
    [m]
    DC
    OD
    2811.0
    [m]
    DC
    OD
    2829.0
    [m]
    DC
    OD
    2850.0
    [m]
    DC
    OD
    2868.0
    [m]
    DC
    OD
    2889.0
    [m]
    DC
    OD
    2910.0
    [m]
    DC
    OD
    2931.0
    [m]
    DC
    OD
    2949.0
    [m]
    DC
    OD
    2970.0
    [m]
    DC
    OD
    2990.0
    [m]
    SWC
    PAES
    2991.0
    [m]
    DC
    OD
    3009.0
    [m]
    DC
    OD
    3030.0
    [m]
    DC
    OD
    3051.0
    [m]
    DC
    OD
    3069.0
    [m]
    DC
    OD
    3090.0
    [m]
    DC
    OD
    3111.0
    [m]
    DC
    OD
    3127.2
    [m]
    SWC
    PAES
    3129.0
    [m]
    DC
    OD
    3147.0
    [m]
    DC
    OD
    3168.0
    [m]
    DC
    OD
    3189.0
    [m]
    DC
    OD
    3210.0
    [m]
    DC
    OD
    3234.0
    [m]
    DC
    OD
    3252.0
    [m]
    DC
    OD
    3270.0
    [m]
    SWC
    PAES
    3273.0
    [m]
    DC
    OD
    3291.0
    [m]
    DC
    OD
    3305.0
    [m]
    SWC
    PAES
    3307.0
    [m]
    DC
    OD
    3330.0
    [m]
    DC
    OD
    3351.0
    [m]
    DC
    OD
    3360.0
    [m]
    SWC
    PAES
    3369.0
    [m]
    DC
    OD
    3390.0
    [m]
    DC
    OD
    3411.0
    [m]
    DC
    OD
    3429.0
    [m]
    DC
    OD
    3435.0
    [m]
    SWC
    PAES
    3447.5
    [m]
    SWC
    PAES
    3450.0
    [m]
    DC
    OD
    3471.0
    [m]
    DC
    OD
    3476.0
    [m]
    SWC
    PAES
    3489.0
    [m]
    DC
    OD
    3501.0
    [m]
    DC
    OD
    4278.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    4526.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    4794.0
    [m]
    SWC
    PAES
    4823.0
    [m]
    SWC
    SNEA
    4825.0
    [m]
    SWC
    PAES
    4860.0
    [m]
    SWC
    PAES
    4890.0
    [m]
    SWC
    PAES
    4916.0
    [m]
    SWC
    PAES
    4935.0
    [m]
    SWC
    PAES
    4962.0
    [m]
    SWC
    PAES
    5005.0
    [m]
    SWC
    PAES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.00

  • Geokjemisk informasjon

  • 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
    0.10
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.56

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    3347
    3972
    CBL VDL
    287
    2500
    CBL VDL GR
    1350
    3570
    CST
    1513
    2493
    CST
    2505
    3526
    CST
    3550
    4528
    CST
    4788
    5005
    DLL MSFL GR
    3347
    4528
    DLT MSFL GR
    4555
    5003
    FDC CNL GR
    988
    2506
    FDC CNL GR
    3447
    4558
    FIT
    3002
    0
    FIT
    3010
    0
    HDT
    988
    5008
    ISF BHC GR
    988
    2506
    ISF BHC GR
    3347
    5007
    ISF BHC MSFL GR
    2500
    3616
    ISF LSS GR
    345
    1002
    LDT CNL GR
    2500
    3617
    LDT CNL GR
    4555
    5003
    RFT
    1948
    2489
    RFT
    2571
    3290
    VSP/WST
    560
    3561
    VSP/WST
    3323
    5005
    WST
    288
    2502

  • 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
    353.5
    36
    355.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    992.0
    26
    1005.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2504.0
    17 1/2
    2522.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3616.0
    12 1/4
    3633.0
    2.05
    LOT
    LINER
    7
    4551.0
    8 1/2
    4554.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    5008.0
    5 7/8
    5008.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    730
    1.13
    42.0
    water based
    1380
    1.14
    54.0
    water based
    1920
    1.15
    48.0
    water based
    2615
    1.15
    53.0
    water based
    2910
    1.16
    48.0
    water based
    3600
    1.31
    56.0
    water based
    3720
    1.69
    102.0
    water based
    3900
    1.66
    68.0
    water based
    4510
    1.65
    60.0
    water based
    4990
    1.63
    70.0
    water based

  • 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