Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/11-5 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.
    6507/11-5 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).
    APPRAISAL
    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.
    RE-CLASS TO DEV
    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.
    6507/11-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8758-inline 530 & crossline 434
    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.
    904-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    54
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.09.1997
    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.
    28.10.1997
    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.
    28.10.1999
    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.
    07.11.2005
    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.
    APPRAISAL
    Reklassifisert til brønnbane
    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.
    OIL/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.
    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
    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.
    MIDDLE 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.
    ILE FM
    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.
    256.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2695.0
    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).
    2599.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    21
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    93
    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.
    ROR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 0' 18.57'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 33' 25.23'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7209986.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    431967.60
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3193

  • Brønnhistorie
    General
    The Midgard field is situated in the northeastern part of the Halten Terrace on a north south trending horst system, which is separated into 4 major segments. Four wells have been drilled on the Midgard Field, one in each of the segments Alfa, Beta, Gamma and Delta. Well 6507/11-5S was drilled as an appraisal well in the Gamma segment. The main objective of the well was to confirm the oil zone in the Ile Formation and to become a future gas producer on the Midgard field. The well should collect data on reservoir quality and fluid distribution related to both the oil and gas zones in the Midgard field.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/11-5 S was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Trym on 5 September 1997 and drilled to TD at 2695 m in the Middle Jurassic Ror Formation. Major operational problems were encountered leading to significant downtime. Firstly, one day was lost when the well drilled into shallow gas class II at 582 m. The well was killed and a cement plug was set. The 20" casing had to be set above the shallow gas zone. Second, fourteen days were lost due to heave compensator failures. Third, three days were lost when logging tools got stuck and failures on logging equipment appeared. The well was vertical down to 700 m where it built angle to 19.5 deg at 1350 m. This angle was kept down to TD. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 547 m and with KCl/PAC mud from 547 m to TD.
    The 6507 /11-5 S well proved 114 m TVD of gas and 11.5 m TVD of oil in the Fangst Group. This was deduced from FMT sampling and petrophysical evaluation of wire line logs. The GOC was found at 2605 m (2515 m TVD RKB) and the OWC at 2617.4 m (2526.5 m TVD RKB). Three wire line fluid samples were taken in Ile (FMT gas sample at 2592.9 m, RCI oil sample at 2608.3 m, and FMT water sample at 2622.1 m), and one in Garn (FMT gas sample at 2500 m).
    The well was suspended on 28 October as an oil and gas appraisal well. It was re-entered in January 2000 and taken in use as a gas producer.
    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
    2484.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2488.0
    2508.0
    [m ]
    2
    2508.0
    2534.7
    [m ]
    3
    2535.0
    2539.6
    [m ]
    4
    2541.0
    2554.0
    [m ]
    5
    2554.0
    2582.0
    [m ]
    6
    2582.0
    2608.5
    [m ]
    7
    2609.0
    2645.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    155.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2493m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2508m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2513m
    2488-2493m
    2493-2498m
    2498-2503m
    2503-2508m
    2508-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2513-2518m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2523m
    Kjerne bilde med dybde: 2523-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2528-2533m
    Kjerne bilde med dybde: 2533-2534m
    2513-2518m
    2518-2523m
    2523-2528m
    2528-2533m
    2533-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2541-2546m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2551-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2559m
    2535-2539m
    2541-2546m
    2546-2551m
    2551-2554m
    2554-2559m
    Kjerne bilde med dybde: 2559-2564m
    Kjerne bilde med dybde: 2564-2569m
    Kjerne bilde med dybde: 2569-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2579m
    Kjerne bilde med dybde: 2579-2582m
    2559-2564m
    2564-2569m
    2569-2574m
    2574-2579m
    2579-2582m
    Kjerne bilde med dybde: 2582-2587m
    Kjerne bilde med dybde: 2587-2592m
    Kjerne bilde med dybde: 2592-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2602m
    Kjerne bilde med dybde: 2602-2607m
    2582-2587m
    2587-2592m
    2592-2597m
    2597-2602m
    2602-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2607-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2609-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2619m
    Kjerne bilde med dybde: 2619-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2629m
    2607-2608m
    2609-2514m
    2614-2619m
    2619-2624m
    2624-2629m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2313.0
    [m]
    DC
    RRI
    2325.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2355.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2373.0
    [m]
    DC
    RRI
    2382.0
    [m]
    DC
    RRI
    2391.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2403.0
    [m]
    DC
    RRI
    2412.0
    [m]
    DC
    RRI
    2418.0
    [m]
    DC
    RRI
    2424.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2439.0
    [m]
    DC
    RRI
    2442.0
    [m]
    DC
    RRI
    2448.0
    [m]
    DC
    RRI
    2457.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2463.0
    [m]
    DC
    RRI
    2472.0
    [m]
    DC
    RRI
    2478.0
    [m]
    DC
    RRI
    2484.0
    [m]
    DC
    RRI
    2488.1
    [m]
    C
    RRI
    2495.0
    [m]
    C
    RRI
    2499.8
    [m]
    C
    RRI
    2528.0
    [m]
    C
    RRI
    2535.4
    [m]
    C
    RRI
    2541.1
    [m]
    C
    RRI
    2546.8
    [m]
    C
    RRI
    2550.9
    [m]
    C
    RRI
    2554.5
    [m]
    C
    RRI
    2559.8
    [m]
    C
    RRI
    2572.0
    [m]
    C
    RRI
    2576.9
    [m]
    C
    RRI
    2582.1
    [m]
    C
    RRI
    2588.6
    [m]
    C
    RRI
    2594.8
    [m]
    C
    RRI
    2600.3
    [m]
    C
    RRI
    2612.5
    [m]
    C
    RRI
    2618.8
    [m]
    C
    RRI
    2623.6
    [m]
    C
    RRI
    2629.7
    [m]
    C
    RRI
    2636.7
    [m]
    C
    RRI
    2640.3
    [m]
    C
    RRI
    2644.3
    [m]
    C
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.70
    pdf
    22.19

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MLL MAC DSL CHT
    2478
    2693
    FMT QD GR CHT
    2500
    2500
    FMT QD GR CHT
    2592
    2592
    FMT QD GR CHT
    2622
    2622
    MWD
    281
    2695
    RCI GR TTRM
    2485
    2523
    VSP GR CHT
    1378
    2690
    ZDL CND GR CHT
    2478
    2692

  • 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
    340.0
    36
    342.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    542.0
    26
    544.0
    1.30
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1533.0
    17 1/2
    1534.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2479.0
    12 1/4
    2480.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2695.0
    8 1/2
    2695.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1536
    1.18
    21.0
    QUADRILL
    1598
    1.39
    DUMMY
    2100
    1.55
    32.0
    QUADRILL
    2484
    1.20
    24.0
    QUADRILL
    2508
    1.20
    20.0
    QUADRILL
    2541
    1.20
    24.0
    QUADRILL
    2554
    1.20
    18.0
    QUADRILL
    2696
    1.20
    17.0
    QUADRILL

  • 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
    0.27