Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/7-15 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.
    6507/7-15 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
    Pressemelding
    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.
    6507/7-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Survey RD07M1 inline 10690 & crossline 7523
    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.
    RWE Dea Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1380-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    115
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.01.2012
    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.
    02.05.2012
    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.
    02.05.2014
    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.
    02.05.2014
    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.
    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.
    YES
    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.
    TILJE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    399.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4567.0
    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).
    4552.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    165
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 25' 31.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 5' 56.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7257390.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    411785.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6730

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/7-15 S was drilled on the Zidane West prospect between the Heidrun Field and the 6506/6-1 Bella Donna discovery in the Haltenbanken area of the Norwegian Sea. The primary target was the Middle Jurassic Fangst Group; Garn and Ile Formations. Secondary target levels were the Lower Cretaceous Lange Formation sandstone and the
    Lower Jurassic Tilje Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/7-15 S was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 9 January 2012 and drilled to TD at 4567 m (4552 m TVD) in the Early Jurassic Tilje Formation. A 9 7/8" shallow gas pilot hole was drilled from 496 m to 649 m and shallow gas was observed at 640 - 644 m. The 26" hole was drilled to 596 m and the 20" casing was set at 594 m, above the shallow gas zone. Operations were stopped at 4124 m after setting of 9 5/8" casing due to leakage in the kill line and failure on a fail-safe valve. The well was plugged and the BOP was pulled, repaired and run again. Otherwise, operations went forth without significant problems. The well was drilled with seawater, bentonite and hi-vis sweeps down to 596 m, with KCl/freshwater dilution mud from 596 m to 1336 m, with Glydril mud from 1336 m to 2210 m, and with Versatherm oil based mud from 2210 m to TD
    The well encountered gas in the Lange, Garn, Ile and Tilje Formations. The Lange Formation had gas in a sandy interval from 3586.5 m (3585.5 m TVD) down to 3634 m (3632.5 m TVD) and water up to 3679.5 m (3677.5 m TVD) based on logs. Pressure testing was difficult due to poor reservoir conditions, so no conclusive gas gradient could be established. The Fangst Group contained gas from top Garn at 4266.5 m (4255 m TVD) down to 4404 m (4395 m TVD) in the Ile Formation. Formation pressure analysis proved the Garn and Ile Formations to be on the same gas gradient. A 10 m gas column was encountered in the Tilje Formation from the top at 4499 m (4485 m TVD) down to 4511 m (4497 m TVD), but within a different pressure system from the overlying formations. No fluid contacts from pressure measurements could be identified in this well, all hydrocarbon columns were penetrated in down-to settings.
    Two cores were cut from 4265 m to 4329.6 m in the Garn Formation and one core was cut from 4362 m to 4415.3 m in the Ile Formation. MDT gas samples were taken at 3627.24 m in the Lange Formation sands and at 4275.06 m, 4300.53 m, and 4320.39 m in the Garn Formation. These sample stations were sampled with an extra-large diameter probe. Two more hydrocarbon samples were taken in the Ile Formation 4381.80 m while performing a mini DST. No water samples were taken in the well.
    The well was permanently abandoned on 2 May 2012 as a gas discovery.
    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]
    600.00
    4567.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4265.0
    4285.3
    [m ]
    2
    4292.0
    4329.6
    [m ]
    3
    4362.0
    4415.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    111.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT TLD APS HNGS EDTC LEHQT ECRD
    2175
    4133
    CMR HXPT EDTC LEHQT ECRD
    4250
    4567
    CMR XPT EDTC LEHQT ECRD
    3540
    3840
    LWD - DI
    417
    596
    LWD - DI GR ECD DEN CAL RES NEU
    496
    649
    LWD - ECD RES GR DI
    596
    1336
    LWD - ECD RES GR DI DT
    1336
    2210
    LWD - ECD RES GR DI DT CAL DEN N
    2210
    4133
    LWD - RES GR ECD DEN CAL NEU DI
    4116
    4567
    LWD - RES GR ECD DEN CAL NEU DI
    4133
    4265
    LWD - RES GR ECD DEN NEU DI TST
    4265
    4292
    MDT
    3627
    3627
    MRPS MRHY MRPO IFA HRMS
    4269
    4300
    MRPS MRHY MRPO IFA HRMS MRMS
    4271
    4320
    MSCT EDTC LEHQT ECRD
    3618
    3798
    MSCT EDTC LEHQT ECRD
    4289
    4544
    OMB12 GPIT PPC MSIP EDTC LEHQT E
    2175
    4133
    OMB12 GPIT PPC MSIP EDTC LEHQT E
    4123
    4567
    QAIT LDS APS ECS ILE HNGS EDTC L
    3765
    4568
    SC PO PA PS HY PO IFA MS EDTC LE
    4280
    4405
    VS14 EDTC LEHQT ECRD
    2092
    4557

  • 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
    497.0
    36
    497.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    594.0
    26
    596.0
    0.00
    PILOT HOLE
    649.0
    9 7/8
    649.0
    0.00
    INTERM.
    16
    1320.0
    20
    1336.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    2175.0
    17 1/2
    2210.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    4124.0
    12 1/4
    4133.0
    0.00
    OPEN HOLE
    4534.0
    8 1/2
    4534.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    460
    1.50
    25.0
    Spud mud
    496
    1.04
    Spud mud
    596
    1.03
    seawater
    649
    1.04
    Spud mud
    1336
    1.13
    10.0
    KCl mud
    2210
    1.50
    18.0
    Glydril
    3665
    1.64
    46.0
    Versatherm
    4133
    1.64
    49.0
    Versatherm
    4133
    1.66
    47.0
    Versatherm
    4265
    1.80
    65.0
    Versatherm
    4265
    1.68
    59.0
    Versatherm
    4416
    1.82
    67.0
    Versatherm
    4567
    1.83
    74.0
    Versatherm
    4567
    1.60
    18.0
    Glydril
    4567
    1.83
    61.0
    Versatherm

  • 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