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

33/12-4

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.
    33/12-4
    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.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    33/12-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE MNG 28 SP.380
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    130-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    62
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.05.1975
    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.
    17.07.1975
    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.
    17.07.1977
    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.
    02.12.2014
    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
    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
    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.
    BRENT 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.
    STATFJORD GP
    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.
    146.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2896.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    99
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 14' 19.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 53' 27.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6790038.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    440466.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    126

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/12-3 was drilled on the Statfjord structure in the Tampen Spur area. It was designed to test the erosional escarpment on the east flank of the structure for possible trapping of hydrocarbons in an area downfaulted to the Statfjord Field pay section to the west. Primary objectives of the well were the Early Jurassic Statfjord Group sands and possible Middle Jurassic Brent Formation sands. Well 33/12-3 was junked due to technical problems. The rig was moved 30 m and re-spudded as replacement well 33/12-4.
    Operations and results
    Appraisal well 33/12-4 was spudded with the semi-submersible installation Nordskald on 17 May and drilled to 2896 m in Late Triassic sediments in the Statfjord Group. The well was drilled with seawater down to 495 m and with water based lignosulphonate mud from 495 m to TD.
    The Middle Jurassic Brent Group was encountered at 2675 m, ca 55 m high to prognosis but, as anticipated, well below the Brent oil/water contact of 2609 m (2584 m MSL) in the upthrown block of the field. Scattered poor to fair hydrocarbon indications were noted in the cores but gas readings were low. Average core porosity in the sands is 23 %, ranging from two to 29 %. Measured horizontal permeabilities average 604 mD and range between 0.01 and 2028 mD. The CPI log indicated some 40 feet of prospective net pay with 23 percent average porosity and 53 percent average water saturation.
    The top of the Statfjord Group was penetrated at 2757 m, only 2 m low to prognosis. Core 4 at the top of Statfjord recovered sand, siltstones and claystones with no shows. However, poor shows were recorded above and below the cored section. Using  a 65% water saturation cut-off Schlumberger's preliminary CPI analysis showed hydrocarbon indications over approximately 7 m of net sand within the Statfjord Group, with porosities ranging between 25 to 30 percent and high water saturations of 59 to 65 percent.
    Seven cores were cut. Cores 1 to 4 were cut from 2679.2 m to 2721.3 m, core 5 was cut from 2764.8 m to 2772.5 m, and core 6 and 7 were cut from 2775.5 m to 2790.4 m. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 17 July as an oil appraisal well on the Statfjord Field.
    Testing
    Two through-casing drill stem test were run to evaluate the best sections of the thin Brent and Statfjord Formation sands. Both tests produced water at a low rate with insignificant amounts of oil and gas:
    DST1 tested the interval 2774 to 2778 m at the top of the Statfjord Formation. The test produced 51 m3 water with 3% oil per day. Oil gravity was 32.4 °API. Bottom hole temperature during the test was 95.6 °C.
    DST2 tested the interval 2685 to 2688 m in the upper part of the Brent Group. The test produced 65 m3 oil with 5-10% oil per day. Bottom hole temperature during the test was 85 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    495.30
    2895.60

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    8824.0
    8837.0
    [ft ]
    2
    8837.0
    8859.0
    [ft ]
    3
    8874.0
    8901.0
    [ft ]
    4
    8901.0
    8928.0
    [ft ]
    5
    9071.0
    9083.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    30.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 8790-8799ft
    Kjerne bilde med dybde: 8799-8802ft
    Kjerne bilde med dybde: 8837-8846ft
    Kjerne bilde med dybde: 8846-8855ft
    Kjerne bilde med dybde: 8855-8859ft
    8790-8799ft
    8799-8802ft
    8837-8846ft
    8846-8855ft
    8855-8859ft
    Kjerne bilde med dybde: 8874-8883ft
    Kjerne bilde med dybde: 8883-8892ft
    Kjerne bilde med dybde: 8892-8901ft
    Kjerne bilde med dybde: 8901-8910ft
    Kjerne bilde med dybde: 8910-8919ft
    8874-8883ft
    8883-8892ft
    8892-8901ft
    8901-8910ft
    8910-8919ft
    Kjerne bilde med dybde: 8919-8928ft
    Kjerne bilde med dybde: 9071-9080ft
    Kjerne bilde med dybde: 9080-9083ft
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    8919-8928ft
    9071-9080ft
    9080-9083ft

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1720.0
    [m]
    DC
    STAT
    7000.0
    [ft]
    DC
    7090.0
    [ft]
    DC
    7210.0
    [ft]
    DC
    7290.0
    [ft]
    DC
    7400.0
    [ft]
    DC
    7500.0
    [ft]
    DC
    7600.0
    [ft]
    DC
    7700.0
    [ft]
    DC
    7790.0
    [ft]
    DC
    7900.0
    [ft]
    DC
    8000.0
    [ft]
    DC
    8100.0
    [ft]
    DC
    8190.0
    [ft]
    DC
    8310.0
    [ft]
    DC
    8410.0
    [ft]
    DC
    8510.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8670.0
    [ft]
    DC
    8680.0
    [ft]
    DC
    8690.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    8710.0
    [ft]
    DC
    8882.0
    [ft]
    C
    OD
    8899.0
    [ft]
    C
    OD
    8915.0
    [ft]
    C
    OD
    8915.0
    [ft]
    DC
    OD
    8923.0
    [ft]
    C
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    171
    1706
    1706
    1766
    1916
    2671
    2671
    2673
    2675
    2701
    2776

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.54
    pdf
    2.04

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2774
    2778
    0.0
    2.0
    2685
    2688
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1189
    2861
    CDM
    1635
    2886
    CDM AP
    1635
    2886
    DLL MSFL
    2560
    2865
    FDC CNL
    2537
    2891
    ISF SON
    1635
    2889
    VELOCITY
    1635
    2888

  • 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
    232.0
    36
    232.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    480.0
    26
    495.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1635.0
    17 1/2
    1646.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    2548.0
    12 1/4
    2550.0
    0.00
    PROD.
    7
    2894.0
    8 1/2
    2896.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    359
    1.06
    45.0
    waterbased
    481
    1.07
    45.0
    waterbased
    1533
    1.22
    44.0
    waterbased
    1725
    1.19
    40.0
    waterbased
    2148
    1.56
    53.0
    waterbased
    2547
    1.60
    48.0
    waterbased
    2895
    1.55
    44.0
    waterbased