Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/11-6

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.
    6507/11-6
    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
    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
    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.
    6507/11-6
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1005-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    26
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.06.2001
    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.
    08.07.2001
    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.
    08.07.2003
    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.
    28.06.2007
    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/CONDENSATE
    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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    291.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3440.0
    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).
    3439.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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° 1' 9.02'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 24' 52.17'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7211708.74
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    425288.63
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4321

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 6507/11-6 was drilled on the Colette structure, a downfaulted structure west of the Midgard Field in the Haltenbanken area. The primary objectives of the well were to test the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Garn and Ile Formations. A stratigraphical trap at top Lysing Formation level and possible hydrocarbon trapping in the uppermost part of the Early Jurassic Tilje were secondary targets.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/11-6 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Arctic on 30 June 2001 and drilled to TD at 3440 m in Late Jurassic sediments of the Åre Formation. The 36" and 26" hole sections down to 489 m were drilled with seawater, the 17 1/2" section down to 1283 m with water-based KCL mud, and the remaining 12 1/4" and 8 1/2" hole down to TD was drilled with Versavert oil-based drilling mud. No shallow gas was encountered in the well, in accordance with the weak shallow gas warning in the pre-drill well documentation.
    The main result of the well was the discovery of a 30 m column of gas from the top of the Middle Jurassic Garn Formation at 3030 m. A gas-water contact in the Garn Formation was interpreted at 3059.5 m (3035.0 m TVD MSL). A pressure gradient of 0.22 g/cc (similar to Midgard) within the gas zone was defined by good quality MDT pressure measurements. Pressure data indicated small pressure barriers between the Garn, Ile, and Tilje Formations. However, the sandstones in lower part of the Garn Formation as well as the sandstones in the Ile, Tilje and Åre Formations were all water bearing. There were no Lysing Formation sandstones in the well position.
    One core was cut covering 27.6 m of the 47 m thick Garn Formation. The core contained almost 100% clean sandstone and the reservoir quality was excellent. There were very good reservoir quality sandstones also in the Ile, Tilje and Åre Formations. A total of 27 rotary sidewall cores were recovered (100% recovery) from the Jurassic section. Fluid samples were obtained from three levels within the Garn Formation.
    The well was permanently abandoned on 8 July 2001 as a minor 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]
    460.00
    3440.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3036.0
    3063.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3036-3041m
    Kjerne bilde med dybde: 3041-3046m
    Kjerne bilde med dybde: 3046-3051m
    Kjerne bilde med dybde: 3051-3056m
    Kjerne bilde med dybde: 3056-3061m
    3036-3041m
    3041-3046m
    3046-3051m
    3051-3056m
    3056-3061m
    Kjerne bilde med dybde: 3061-3063m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3061-3063m

  • 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
    375.0
    36
    375.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    454.0
    26
    459.0
    1.41
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1602.0
    17 1/2
    1608.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2913.0
    12 1/4
    1917.0
    1.45
    LOT
    OPEN HOLE
    3340.0
    8 1/2
    3340.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMST GR
    2982
    3398
    DSI GR ACTS
    2075
    3440
    MDT GR - PRESS
    3034
    3398
    MDT GR - SAMPLE
    3034
    3075
    MWD
    315
    377
    MWD - CDR
    377
    1608
    MWD - CDR ISON CDN
    1608
    2917
    MWD - VISION ADN RAB
    2917
    3440
    ZO VSP DUAL CSAT
    2140
    3400

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.90

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .PDF
    7.47
    .pdf
    5.80

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    459
    1.03
    WATER BASED
    1250
    1.60
    36.0
    OIL BASED
    1608
    1.30
    15.0
    WATER BASED
    2242
    1.60
    38.0
    OIL BASED
    2917
    1.60
    43.0
    OIL BASED
    3385
    1.25
    25.0
    OIL BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    460.0
    [m]
    DC
    RRI
    500.0
    [m]
    DC
    RRI
    540.0
    [m]
    DC
    RRI
    580.0
    [m]
    DC
    RRI
    620.0
    [m]
    DC
    RRI
    660.0
    [m]
    DC
    RRI
    700.0
    [m]
    DC
    RRI
    740.0
    [m]
    DC
    RRI
    780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2985.0
    [m]
    DC
    RRI
    2995.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    DC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3035.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.6
    [m]
    DC
    RRI
    3065.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [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
    3165.0
    [m]
    DC
    RRI
    3175.0
    [m]
    DC
    RRI
    3185.0
    [m]
    DC
    RRI
    3195.0
    [m]
    DC
    RRI
    3205.0
    [m]
    DC
    RRI
    3215.0
    [m]
    DC
    RRI
    3225.0
    [m]
    DC
    RRI
    3235.0
    [m]
    DC
    RRI
    3245.0
    [m]
    DC
    RRI
    3255.0
    [m]
    DC
    RRI
    3265.0
    [m]
    DC
    RRI
    3275.0
    [m]
    DC
    RRI
    3285.0
    [m]
    DC
    RRI
    3295.0
    [m]
    DC
    RRI
    3305.0
    [m]
    DC
    RRI
    3315.0
    [m]
    DC
    RRI
    3325.0
    [m]
    DC
    RRI
    3335.0
    [m]
    DC
    RRI
    3345.0
    [m]
    DC
    RRI
    3355.0
    [m]
    DC
    RRI
    3365.0
    [m]
    DC
    RRI
    3375.0
    [m]
    DC
    RRI
    3385.0
    [m]
    DC
    RRI
    3395.0
    [m]
    DC
    RRI
    3405.0
    [m]
    DC
    RRI
    3415.0
    [m]
    DC
    RRI
    3425.0
    [m]
    DC
    RRI
    3435.0
    [m]
    DC
    RRI