Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/6-3

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.
    6507/6-3
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6507/6-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey ST05M10-inline 2917 & x-line 3517
    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.
    StatoilHydro ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1197-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    25
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.10.2008
    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.
    24.11.2008
    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.
    24.11.2010
    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.
    24.11.2010
    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.
    DRY
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    400.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1850.0
    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).
    1850.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    59
    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° 38' 58.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 55' 37.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7281454.08
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    450637.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5922

  • Brønnhistorie
    General
    The 6507/6-3 Steinkobbe well is located on the east flank of the Nordland Ridge in the Norwegian Sea. The structure is a large rotated fault block and comprise of rock of Quaternary, Cretaceous and Jurassic age. The primary objective of the well was to prove commercial hydrocarbons in the Fangst and Båt Groups in the Steinkobbe prospect. A secondary objective was to test the presence and type of hydrocarbons in the Grytfoten lead in the Paleocene Tang-/Tare Formations.
    Operations and results
    Well 6507/6-3 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 31 October 2008 and drilled to TD at 1850 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the 36" hole and the 17 1/2" hole. The well was drilled with Seawater and bentonite sweeps down to 479 m, with seawater, bentonite sweeps and Glydril from 479 m to 1000 m, and with Glydril mud from 1000 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, and Jurassic age. The Cretaceous was represented by 6 m Springar Formation only. The Viking Group consisted of 31 m Spekk Formation, of which the upper half was highly radioactive, and 59 m Melke Formation. Top Fangst was penetrated at 1430 m. From petrophysical analyses and cuttings descriptions the primary target Fangst an Båt reservoirs consisted of highly porous sandstones and clay rich sections with high porosity due to shallow burial depth and little compaction. No hydrocarbons were found and no shows were recorded in the well.
    No cores were cut. The MDT was run on wire line to establish pressure gradients and take fluid samples. A water gradient was established, and water was sampled in the Ile Formation at a depth of 1438.0 m.
    The well was permanently abandoned on 24 November as a dry well.
    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]
    1010.00
    1850.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1020.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    1040.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1060.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1080.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1100.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1120.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1140.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1160.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1180.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1200.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1220.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1240.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1253.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1259.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1262.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1268.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1280.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1292.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1298.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1304.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1310.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1322.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1331.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1337.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1343.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1355.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1361.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1370.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1382.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1394.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1400.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1406.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1418.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1430.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1433.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1439.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1445.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1451.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1457.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1472.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1481.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1490.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1499.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1508.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1520.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1535.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1550.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1565.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1574.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1583.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1592.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1601.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1610.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1619.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1628.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1637.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1646.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1655.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1664.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1673.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1682.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1691.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1709.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1718.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1727.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1736.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1745.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1754.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1763.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1772.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1781.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1790.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1799.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1808.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1817.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1826.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1835.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1844.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1850.0
    [m]
    DC
    BIOSTR

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MDT GR
    1294
    1776
    MWD - ARC9 VD FRES GR
    474
    1844
    VSP
    454
    1830
    ZAIT MSIP
    996
    1835
    ZAIT MSIP PEX
    996
    1837

  • 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
    474.0
    36
    479.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    996.0
    17 1/2
    1000.0
    1.59
    LOT
    OPEN HOLE
    1857.0
    12 1/4
    1857.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    440
    1.30
    21.0
    Glydril
    1430
    1.27
    17.0
    Glydril
    1690
    1.27
    16.0
    Glydril
    1850
    1.28
    16.0
    Glydril
    1850
    1.27
    18.0
    Glydril