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

6507/8-3

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.
    6507/8-3
    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.
    6507/8-3
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    587-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    18
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.09.1988
    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.
    20.09.1988
    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.
    20.09.1990
    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.
    08.03.2004
    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.
    GAS 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
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    309.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2075.0
    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).
    2075.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    62
    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° 27' 34.61'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 38' 29.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7260540.88
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    437039.71
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1309

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/8-3 was the third in the block, located on the Sør High northeast of the Heidrun Field. The hole was drilled on the alpha-structure, a rotated fault block dipping towards south and west. Jurassic and parts of Triassic is probably eroded. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon bearing potential of the previously undrilled alpha structure. The secondary objective was to verify geological model and structural interpretation, to drill the third commitment well in the block, to improve the paleontological, geological and geochemical understanding of the area. Planned TD was in Triassic sediments.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/8-3 was spudded with Smedvig Drilling semi-submersible installation West Delta on 3 September 1988 and drilled to TD at 2075 m in Triassic rocks of the Åre Formation. The well was drilled with spud mud down to 558 m, with CMC from 558 m to 1101 m, and with gel/CMC/Ligno from 1101 m to TD. There was no shallow gas. The whole operation went very fast and without problems of any kind and TD was reached in 11 days.
    Both the Eocene to Miocene and the Cretaceous are missing in the well. Top reservoir (Garn Formation) was encountered at 1358 m. It contained a small amount of gas with a gas/water contact at 1362 m. FMT testing at 1361 m showed dry gas consisting of 99% methane, interpreted to be of biogenic origin. Apart from this methane the well was found to be dry based on cuttings, cores, and logs. Two cores were cut in the well. Core 1 was cut between 1367 ? 1380 m (only the lower 1.5 m from the Not Formation recovered) and core 2 in the interval 1396 -1408 m in the Ile/Ror Formations.
    The well was plugged and abandoned completed 20 September 1988 at as dry.
    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]
    560.00
    2075.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1378.9
    1380.0
    [m ]
    2
    1395.0
    1406.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    12.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1378-1380m
    Kjerne bilde med dybde: 1396-1401m
    Kjerne bilde med dybde: 1401-1406m
    Kjerne bilde med dybde: 1406-1407m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1378-1380m
    1396-1401m
    1401-1406m
    1406-1407m

  • 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
    399.0
    36
    567.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    552.0
    26
    722.0
    1.25
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1086.0
    17 1/2
    1100.0
    1.83
    LOT
    OPEN HOLE
    2075.0
    12 1/4
    2075.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    338
    1085
    CDL CN GR
    1085
    2071
    DIFL ACL GR CDL
    325
    945
    DIFL BHC GR
    1085
    2074
    DIPLOG
    1085
    2073
    FMT
    1361
    1361
    FMT
    1368
    1395
    MWD - GR RES DIR
    397
    2072
    RSCT
    1163
    2026
    SWC
    1235
    2026
    VSP
    480
    2070

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    338
    338
    1245
    1334
    1334
    1353
    1353
    1358
    1358
    1379
    1386
    1402
    1402
    1446
    1542

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.30

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.28

  • 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
    0.20
    pdf
    0.17

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    557
    1.15
    11.0
    3.0
    WATER BASED
    07.09.1988
    557
    1.15
    7.0
    4.0
    WATER BASED
    08.09.1988
    1100
    1.16
    9.0
    3.0
    WATER BASED
    09.09.1988
    1100
    1.15
    9.0
    3.0
    WATER BASED
    12.09.1988
    1300
    1.20
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    12.09.1988
    1300
    1.21
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    12.09.1988
    1300
    1.20
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    13.09.1988
    1300
    1.21
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    14.09.1988
    1300
    1.21
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    16.09.1988
    2075
    1.20
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    16.09.1988

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1275.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1288.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1299.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1308.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1326.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1332.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1355.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1362.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1363.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1371.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1396.0
    [m]
    C
    STRAT
    1398.8
    [m]
    C
    STRAT
    1402.5
    [m]
    C
    STRAT
    1405.9
    [m]
    C
    STRAT
    1406.8
    [m]
    C
    STRAT
    1419.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1431.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1437.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1443.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1445.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1449.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1455.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1461.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1467.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1473.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1479.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1485.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1491.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1512.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1545.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1566.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1584.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1632.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1644.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1656.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1668.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1677.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1716.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1728.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1764.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1776.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1788.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1808.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1824.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1836.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1848.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1872.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1875.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1884.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1896.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1908.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1915.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1932.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1944.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1956.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1968.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1975.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1992.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2006.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2016.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2026.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2052.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2064.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2075.0
    [m]
    DC
    STRAT