Gi hele eller deler av navn på brønnbane, lisens, felt , selskap, innretning etc. Feks. Aker, Statfjord, 24/12, ABP21014. Det søkes ikke i innholdet i sidene.
Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
6507/5-9 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).
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.
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.
Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
PGNiG Upstream Norway AS
Boretillatelse
Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
1781-L
Boreinnretning
Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
30.08.2019
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.
27.09.2019
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.
27.09.2021
Plugget dato
Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
27.09.2019
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.
10.11.2021
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.
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.
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.
FANGST GP
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.
EARLY 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.
BÅT GP
Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
32.5
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").
2317.0
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).
2293.0
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.
BÅT GP
Geodetisk datum
Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
ED50
NS grader
Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
65° 39' 35.84'' N
ØV grader
Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
7° 38' 50.85'' E
NS UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
7282861.20
ØV UTM [m]
Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
437797.13
UTM sone
Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
32
NPDID for brønnbanen
Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
Well 6507/5-9 S was entered with the semi-submersible rig Deepsea Nordkapp on 30 August 2019 and drilled to TD at 2317 m (2293 m TVD) in the Early Jurassic Åre Formation The well was drilled as a deviated S-shaped borehole with an inclination of 17° and 305-azimuth through the reservoir interval. The well was drilled down to 456.5 m with seawater and sweeps, from 456.5 to 1103 m with
seawater, hi-vis, and KCl/Glycol water-based mud, and from 1103 m to TD with Innovert oil-based mud.
The primary target, top Garn Formation in the Fangst Group, was penetrated at 2033 m (1988.5 m TVD MSL) and consists of well sorted massive sandstone. The Not Formation was encountered at 2061 m (2015.8 m TVD MSL) and consists of argillaceous and silty sandstone. The Tilje Formation was encountered at 2072.5 m (2026.8 m TVD MSL) and Åre Formation at 2086 m (2039.7 m TVD MSL). The secondary target, Lower Tilje/Åre Formation, was encountered at 2243 m (2190.2 m TVD MSL) where the formations consists of interbedded sandstone, siltstone, and claystone with high content of coal beds representing an Intra Åre coal unit. Well 6507/5-9 S encountered in the reservoir section a 45 m gross gas column and a 39 m thick oil column in an extensive sandstone package with mainly good to very good reservoir quality of Fangst and Båt groups of Jurassic age. The gas-oil contact (GOC) was encountered at 2079 m (2033 m TVD MSL) determined from formation pressure gradient analysis and the oil-water contact (OWC) at 2119.6 (2072 m TVD MSL). However, the neutron-density logs crossover indicated GOC at 2074.9 m (2029.1 m TVD MSL). The reservoir hydrocarbon zone Net/Gross ratio was calculated to be at 78.2%.
Three core runs with a total of 126 m of core was cut through the hydrocarbon bearing rock sequences and into the water wet zone in the primary target. A total of 121.7 m partly unconsolidated and in general weak core material was recovered to surface. MDT pressure survey and fluid sampling were performed. MDT fluid sample were taken at 2038 m (1993.8 m TVD MSL, gas), 2074 m (2028.25 m TVD MSL, gas), 2088.9 m (2042.6 m TVD MSL, oil), 2116.5 m (2069 TVD MSL, oil) and 2121.6 m (2073.83 m TVD MSL, water). The second target interval was not hydrocarbon bearing and co coring was performed. After the discovery, it was decided to drill the 6507/5-9 A sidetrack to verify extension of hydrocarbon bearing reservoir.
The well with its sidetrack was permanently plugged and abandoned on 27 September 2019 as a small discovery with potential for development.
PDF