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

6507/8-9

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.
    6507/8-9
    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
    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.
    6507/8-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST14008. IL 1380-XL 1054
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1664-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    21
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.08.2017
    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.
    22.08.2017
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    22.08.2017
    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.
    22.08.2019
    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.
    22.08.2019
    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.
    EARLY 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.
    ÅRE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    358.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2375.0
    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).
    2375.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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° 24' 1.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 26' 21.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7254147.21
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    427510.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8218

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/8-9 was drilled to test the Carmen prospect on the northern part of the Grinda Graben in the Norwegian Sea, adjacent to the Heidrun Nord Discovery . The primary objective for the well was to prove hydrocarbons in the middle to Early Jurassic (Fangst or Båt Group).
    Operations and results
    Wildcat well 6507/8-9 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 2 August 2017 and drilled to TD at 2375 m in the Early Jurassic Åre Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with Seawater down to 1410 m and with Enviromul oil-based mud from 1410 m to TD.
    Top Åre Formation was encountered at 2120.5 m, directly underlying Late Cretaceous sediments belonging to the Kvitnos Formation. No Middle-Late Jurassic and Early Cretaceous sediments were present in the well. The Åre Formation held a gas column of 87 m down to the gas-water contact at 2207 m, of which 35m was sandstone of good reservoir quality with a Net to Gross of 60%. The secondary target in Lower Åre Formation was water wet. The only shows described in the well were in the gas-bearing reservoir.
    One core was cut from 3299 to 3381 m in the Åre Formation with 99% recovery. MDT fluid samples were taken at 2127 m (gas), 2186 m (gas), and at 2240.2 m (water).
    The well was permanently abandoned on 22 August 2017 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]
    1420.00
    2374.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2138.0
    2164.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    26.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1430.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1640.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1810.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1840.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1850.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1870.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1880.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1900.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1910.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1930.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1960.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1970.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1990.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2000.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2020.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2030.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2040.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2050.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2060.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2068.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2071.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2077.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2083.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2089.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2095.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2101.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2107.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2110.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2113.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2116.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2119.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2120.8
    [m]
    SWC
    PETROS
    2122.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2123.3
    [m]
    SWC
    PETROS
    2125.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2128.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2130.0
    [m]
    SWC
    PETROS
    2131.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2134.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2136.8
    [m]
    SWC
    PETROS
    2137.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2138.2
    [m]
    C
    PETROS
    2140.8
    [m]
    C
    PETROS
    2143.3
    [m]
    C
    PETROS
    2146.6
    [m]
    C
    PETROS
    2149.6
    [m]
    C
    PETROS
    2152.5
    [m]
    C
    PETROS
    2155.2
    [m]
    C
    PETROS
    2158.9
    [m]
    C
    PETROS
    2161.4
    [m]
    C
    PETROS
    2170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2176.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2182.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2188.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2188.6
    [m]
    SWC
    PETROS
    2194.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2206.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2209.0
    [m]
    SWC
    PETROS
    2212.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2218.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2224.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2236.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2242.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2248.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2254.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2266.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2272.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2272.6
    [m]
    SWC
    PETROS
    2278.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2284.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2296.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2302.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2308.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2314.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2316.6
    [m]
    SWC
    PETROS
    2320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2326.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2332.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2338.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2344.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2356.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2362.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2368.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2374.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    381
    381
    1448
    1797
    1797
    1966
    1966
    1983
    2040
    2040
    2046
    2094
    2121
    2121

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT MSIP PEX HNGS
    1470
    2375
    LWD - GR RES
    418
    2375
    MDT CMR
    2083
    2345
    XLR
    2121
    2349

  • 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
    418.0
    36
    418.0
    0.00
    INTERM.
    13 5/8
    1401.3
    17 1/2
    1410.0
    1.60
    FIT
    LINER
    9 7/8
    2063.0
    12 1/4
    2064.0
    1.64
    FIT
    OPEN HOLE
    2375.0
    8 1/2
    2375.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1410
    1.45
    23.0
    Enviromul
    1478
    1.43
    26.0
    Enviromul
    1757
    1.48
    30.0
    Enviromul
    1963
    1.54
    35.0
    Enviromul
    2047
    1.51
    32.0
    Enviromul
    2064
    1.51
    35.0
    Enviromul
    2064
    1.50
    31.0
    Enviromul
    2105
    1.51
    32.0
    Enviromul
    2375
    1.51
    29.0
    Enviromul