6506/11-1
Eksport: 
PDF
PDF-
Generell informasjon
Generell informasjon Attributt Verdi Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.6506/11-1Type Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)EXPLORATIONFormål 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).WILDCATStatus 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.
PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
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.
ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
P&AFaktakart i nytt vinduHovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.NORWEGIAN SEABrønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.6506/11-1Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.ST 8403 - 860 SP. 622Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.Den norske stats oljeselskap a.sBoretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.569-LUtvinningstill. ved brønnhodeposisjon Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).Utvinningstill. for boremål Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.93Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.30.12.1987Boreslutt 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.31.03.1988Frigitt 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.31.03.1990Publiseringsdato 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.02.03.2004Opprinnelig 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.WILDCATGjenåpnet 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).NOInnhold 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 SHOWSFunnbrønnbane 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.NOAvstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).29.0Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.246.0Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").4679.0Totalt 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).4672.0Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.10Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.143Eldste 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 JURASSICEldste 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 FMGeodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.ED50NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.65° 11' 4.49'' NØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.6° 39' 53.88'' ENS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.7231229.82ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.390662.03UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.32NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.1216 -
Brønnhistorie
GeneralWell 6506/11-1 was designed to prove hydrocarbons in the G-structure in the easternmost part of block 6506/11 close to Smørbukk Field. The primary purpose of the well was to prove significant hydrocarbon accumulations in the Middle-Early Jurassic reservoirs. Secondary targets were sands of Cretaceous age, especially the Lysing Formation that has been proven to be oil-bearing in the area. The well should also test the hypothesis of a western ultra-high pore pressure area, verify the geophysical and structural interpretation and to improve the geological, paleontological, and geochemical understanding of the area. Total depth was planned 200 m into the coal-bearing Åre Formation.Operations and resultsWildcat well 6506/11-1 was spudded with Smedvig Drilling semi-submersible installation Dyvi Delta on 30 December 1987 and drilled to TD at 4679 m in the Early Jurassic Åre Formation. The well was drilled with spud mud down to590 m, with gypsum/polymer mud from 590 m to 3500 m, and with Ligno/Lignite/Gel mud from 3500 m to TD. Shallow gas was present between 613 m and 618 m. The drilling generally went without problems. The Lysing Formation sandstone was thinner than expected in this location. It was water bearing with weak shows only. In the lower part of the Lange Formation an 85 m sequence of sandstone with poor porosity and interbedded claystones was encountered. Weak shows were recorded in the sandstones and the sequence proved to be gas-bearing. The Fangst Group prospect came in as prognosed, but did not indicate hydrocarbons except for poor to fair shows. Logs showed that it was water-bearing. High pressure was registered. This is typical for water-bearing holes on Haltenbanken. Four cores were cut in the well; two in the Garn Formation from 4140 m to 4195 m; one in the Ile Formation in the interval 4262 m to 4274 m; and one core in the Ror/Tilje Formations from 4477 m to 4504 m. No wire line fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 31 March 1988 as a well with shows.TestingOne DST test was performed in the lower Cretaceous, with perforated intervals 3727 m to 3730 m and 3741 m to 3745 m in the lower part of the Lange Formation. It produced 690 Sm3 gas / day through a 12.7 mm choke. Gas gravity was 0.645 (air =1) -
Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks i Sokkeldirektoratet Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?YESBorekaks i Sokkeldirektoratet Borekaksprøve, topp dybde [m]Borekaksprøve, bunn dybde [m]600.004677.00 -
Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerneprøve nummerKjerneprøve - topp dybdeKjerneprøve - bunn dybdeKjerneprøve dybde - enhet14140.04167.5[m ]24167.54195.5[m ]34262.04273.5[m ]44483.04505.3[m ]Borekjerner i Sokkeldirektoratet Total kjerneprøve lengde [m]89.3Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?YES -
Kjernebilder
Kjernebilder 4140-4145m4145-4150m4150-4155m4155-4160m4160-4165m4165-4167m4167-4172m4172-4177m4177-4182m4182-4187m4187-4192m4192-4195m4262-4267m4267-4272m4272-4273m4477-4482m4482-4487m4487-4492m4492-4497m4497-4502m4502-4505m -
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet Prøve dybdeDybde enhetPrøve typeLaboratorie1890.0[m]DCSTRAT1910.0[m]DCSTRAT1920.0[m]DCSTRAT1940.0[m]DCSTRAT1950.0[m]DCSTRAT1970.0[m]DCSTRAT1980.0[m]DCSTRAT2000.0[m]DCSTRAT2010.0[m]DCSTRAT2020.0[m]DCSTRAT2060.0[m]DCSTRAT2070.0[m]DCSTRAT2090.0[m]DCSTRAT2110.0[m]DCSTRAT2120.0[m]DCSTRAT2130.0[m]DCSTRAT2150.0[m]DCSTRAT2170.0[m]DCSTRAT2202.0[m]SWCSTRAT2206.0[m]DCSTRAT2269.0[m]DCSTRAT2290.0[m]DCSTRAT2338.0[m]DCSTRAT2356.0[m]SWCSTRAT2356.0[m]DCSTRAT2365.0[m]DCSTRAT2400.0[m]DCSTRAT2418.0[m]DCSTRAT2427.0[m]DCSTRAT2445.0[m]DCSTRAT2455.0[m]SWCSTRAT2463.0[m]DCSTRAT2465.0[m]SWCSTRAT2481.0[m]DCSTRAT2499.0[m]DCSTRAT2517.0[m]DCSTRAT2526.0[m]DCSTRAT2544.0[m]DCSTRAT2562.0[m]DCSTRAT2580.0[m]DCSTRAT2616.0[m]DCSTRAT2634.0[m]DCSTRAT2652.0[m]DCSTRAT2670.0[m]DCSTRAT2685.0[m]DCSTRAT2700.0[m]DCSTRAT2712.0[m]DCSTRAT2716.0[m]DCSTRAT2724.0[m]DCSTRAT2748.0[m]DCSTRAT2763.0[m]SWCSTRAT2766.0[m]DCSTRAT2773.0[m]SWCSTRAT2778.0[m]DCSTRAT2796.0[m]DCSTRAT2808.0[m]DCSTRAT2826.0[m]DCSTRAT2838.0[m]DCSTRAT2856.0[m]DCSTRAT2868.0[m]DCSTRAT2886.0[m]DCSTRAT2898.0[m]DCSTRAT2928.0[m]DCSTRAT2946.0[m]DCSTRAT2958.0[m]DCSTRAT2976.0[m]DCSTRAT2988.0[m]DCSTRAT3018.0[m]DCSTRAT3036.0[m]DCSTRAT3048.0[m]DCSTRAT3066.0[m]DCSTRAT3078.0[m]DCSTRAT3096.0[m]DCSTRAT3108.0[m]DCSTRAT3136.0[m]SWCSTRAT3138.0[m]DCSTRAT3156.0[m]DCSTRAT3185.0[m]SWCSTRAT3198.0[m]DCSTRAT3207.0[m]SWCSTRAT3217.0[m]SWCSTRAT3228.0[m]DCSTRAT3250.0[m]SWCSTRAT3260.0[m]SWCSTRAT3276.0[m]DCSTRAT3288.0[m]DCSTRAT3306.0[m]DCSTRAT3318.0[m]DCSTRAT3336.0[m]DCSTRAT3348.0[m]DCSTRAT3366.0[m]DCSTRAT3378.0[m]DCSTRAT3396.0[m]DCSTRAT3408.0[m]DCSTRAT3426.0[m]DCSTRAT3438.0[m]DCSTRAT3456.0[m]DCSTRAT3468.0[m]DCSTRAT3486.0[m]DCSTRAT3498.0[m]DCSTRAT3546.0[m]DCSTRAT3558.0[m]DCSTRAT3576.0[m]DCSTRAT3588.0[m]DCSTRAT3606.0[m]DCSTRAT3618.0[m]DCSTRAT3636.0[m]DCSTRAT3648.0[m]DCSTRAT3666.0[m]DCSTRAT3678.0[m]DCSTRAT3696.0[m]DCSTRAT3710.0[m]SWCSTRAT3726.0[m]DCSTRAT3738.0[m]DCSTRAT3756.0[m]DCSTRAT3768.0[m]DCSTRAT3786.0[m]DCSTRAT3867.0[m]DCSTRAT3906.0[m]DCSTRAT3927.0[m]DCSTRAT3936.0[m]DCSTRAT3957.0[m]DCSTRAT3966.0[m]DCSTRAT3987.0[m]DCSTRAT3996.0[m]DCSTRAT4017.0[m]DCSTRAT4026.0[m]DCSTRAT4047.0[m]DCSTRAT4056.0[m]DCSTRAT4077.0[m]DCSTRAT4086.0[m]DCSTRAT4107.0[m]DCSTRAT4116.0[m]DCSTRAT4140.0[m]CSTRAT4146.0[m]DCSTRAT4147.0[m]CSTRAT4150.7[m]CSTRAT4153.7[m]CSTRAT4155.0[m]DCSTRAT4158.1[m]CSTRAT4161.5[m]CSTRAT4165.7[m]CSTRAT4166.3[m]CSTRAT4167.9[m]CSTRAT4170.5[m]CSTRAT4175.6[m]CSTRAT4179.7[m]CSTRAT4193.5[m]CSTRAT4227.0[m]DCSTRAT4245.0[m]DCSTRAT4264.0[m]CSTRAT4265.9[m]CSTRAT4268.2[m]CSTRAT4270.8[m]CSTRAT4287.0[m]DCSTRAT4305.0[m]DCSTRAT4317.0[m]DCSTRAT4335.0[m]DCSTRAT4347.0[m]DCSTRAT4365.0[m]DCSTRAT4377.0[m]DCSTRAT4392.0[m]DCSTRAT4404.0[m]DCSTRAT4425.0[m]DCSTRAT4437.0[m]DCSTRAT4455.0[m]DCSTRAT4467.0[m]DCSTRAT4476.0[m]DCSTRAT4477.0[m]CSTRAT4479.0[m]CSTRAT4479.5[m]CSTRAT4483.7[m]CSTRAT4487.9[m]CSTRAT4489.7[m]CSTRAT4493.0[m]CSTRAT4495.2[m]CSTRAT4505.2[m]CSTRAT4524.0[m]DCSTRAT4578.0[m]DCSTRAT4614.0[m]DCSTRAT4623.0[m]DCSTRAT4626.0[m]DCSTRAT4632.0[m]DCSTRAT4635.0[m]DCSTRAT4641.0[m]DCSTRAT4644.0[m]DCSTRAT4650.0[m]DCSTRAT4653.0[m]DCSTRAT4656.0[m]DCSTRAT4659.0[m]DCSTRAT4662.0[m]DCSTRAT4665.0[m]DCSTRAT4668.0[m]DCSTRAT4674.0[m]DCSTRAT4677.0[m]DCSTRAT -
Litostratigrafi
Litostratigrafi Topp Dyb [mMD RKB]Litostrat. enhet275275146818891889206020602147219221922558291831593159321138133844384438624136413642144263436343634387444544854662 -
Spleisede logger
Spleisede logger Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf0.76 -
Geokjemisk informasjon
Geokjemisk informasjon Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf0.60 -
Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf0.25pdf0.31 -
Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (Frigitt i henhold til regelverk)
Reporting Services Error
- An error occurred during rendering of the report. (rrRenderingError) Get Online Help
- An error occurred during rendering of the report.
- There is not enough space on the disk.
SQL Server Reporting ServicesDokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (Frigitt i henhold til regelverk) Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf13.72
