Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/12-1

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.
    33/12-1
    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
    Flergrensbønn
    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.
    NO
    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.
    33/12-1
    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.
    101-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    139
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.12.1973
    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.
    18.04.1974
    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.
    18.04.1976
    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.
    21.05.2015
    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
    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.
    YES
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    27.0
    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").
    3060.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    66
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 12' 14.7'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 49' 28.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6786248.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436834.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    417

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/12-1 is the Statfjord Field discovery well. The well was drilled ca 400 m east of the UK boundary. The Statfjord Field is located in the Tampen Spur area of the North Sea. The drilled structure is a west tilted fault block, forming part of a structural trend extending across the U.K. - Norway boundary. The trapping mechanism for the prospect was westerly dipping Jurassic beds bevelled at the Late Kimmerian regional unconformity. Cretaceous mudstones and marls provided the seal. The Brent Field is located on the southwestern U.K. portion of the same structural complex. The primary objective of the well was the Middle Jurassic sandstone section known to be productive in the U.K. Brent Field. Secondary objectives were Lias (Early Jurassic) and Triassic sands. The Paleocene section, which is structurally high, was an additional objective although nearby wells did not have reservoir rocks in this section.
    Operations and results
    Well 33/12-1 was spudded with the semi-submersible installation Waage Drill I on 1 December 1973 and drilled to TD at 3060 m in the Triassic Lunde Formation. After drilling to 466 m, TD in 26" section, 47 days were spent due to rough weather and problems with tensioners and riser. After this operations proceeded without significant technical problems, but the weather caused much interruptions and WOW.
    There were oil shows with relatively high gas readings in the interbedded siltstones and sandstones in the Paleocene section and throughout the Maastrichtian. The Brent Group was encountered at 2409 m and was oil filled down to top Dunlin Group at 2570 m. The oil-water contact was not present in this well. From log analysis, 148 m of net sand with an overall average porosity of more than 28% was estimated. Water saturation averaged 13%. The Early Jurassic and Triassic sections were water bearing.
    A total of 72.2 m core was recovered in eight cores with variable recovery from 11 to 100%. Cores 1 to 7 were cut in the Brent Group from 2423 m to 2557 m while core 8 was cut from 2845 to 2853 m in the Statfjord Group. No fluid samples were taken on wire line.
    The well was permanently abandoned on 18 April 1974 as an oil discovery.
    Testing
    Four Drill Stem Tests were conducted in the Brent Group.
    DST 1 tested the interval 2565 to 2570 m. It produced 400 Sm3 oil and 66600 Sm3 gas /day through a 1/2” choke. The GOR was 166 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 37 °API and the gas gravity was 0.705 (air = 1). The DST temperature was 90.6 °C.
    DST 2 tested the interval 2484 to 2493 m but was a failure.
    DST 3 tested the interval 2463 to 2501 m. It produced 853 Sm3 oil and 156000 Sm3 gas /day through a 1/2” choke. The GOR was 183 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 36.1 °API and the gas gravity was 0.675 (air = 1). The DST temperature was 88.9 °C. On choke 3/4” oil and gas production was nearly doubled.
    DST 4 tested the interval 2409 to 2414 m. It produced 511 Sm3 oil and 86500 Sm3 gas /day through a 1/2” choke. The GOR was 169 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 37.5 °API and gas gravity was 0.700 (air = 1). The maximum DST temperature, measured in the last flow period, was 88.9 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2420.11
    3060.19

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    7950.0
    7989.0
    [ft ]
    2
    8010.0
    8023.0
    [ft ]
    3
    8032.0
    8040.0
    [ft ]
    4
    8145.0
    8205.0
    [ft ]
    5
    8205.0
    8244.0
    [ft ]
    6
    8265.0
    8272.0
    [ft ]
    7
    8343.0
    8388.0
    [ft ]
    8
    9334.0
    9359.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    71.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    223.0
    36
    223.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    453.0
    26
    466.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1608.0
    17 1/2
    1625.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    2683.0
    12 1/4
    2699.0
    0.00
    OPEN HOLE
    3060.0
    8 1/2
    3060.0
    0.00

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2565
    2570
    12.5
    2.0
    2484
    2493
    0.0
    3.0
    2463
    2501
    12.5
    4.0
    2409
    2414
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    400
    6660
    0.840
    0.700
    2.0
    3.0
    853
    27011
    0.840
    0.670
    4.0
    1670
    86479
    0.084

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    451
    1615
    BHC C
    1601
    3053
    CDM
    1601
    3063
    CDM AP
    1601
    3063
    CDM PP
    2683
    3063
    CNL
    1586
    2697
    DLL
    2286
    2691
    FDC CNL
    1586
    3057
    IES
    451
    3062
    ML C
    1601
    2696
    ML MLL
    1601
    3061
    VELOCITY
    451
    3058

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    172
    1647
    1647
    1705
    1876
    2398
    2402
    2409
    2570
    2836
    2960

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.03

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.63
    pdf
    1.94
    pdf
    5.63

  • 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
    0.27

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    7000.0
    [ft]
    DC
    7100.0
    [ft]
    DC
    7200.0
    [ft]
    DC
    7300.0
    [ft]
    DC
    7400.0
    [ft]
    DC
    7500.0
    [ft]
    DC
    7600.0
    [ft]
    DC
    7690.0
    [ft]
    DC
    7790.0
    [ft]
    DC
    7870.0
    [ft]
    DC
    7890.0
    [ft]
    DC
    7900.0
    [ft]
    DC
    8000.0
    [ft]
    DC
    8100.0
    [ft]
    DC
    8200.0
    [ft]
    DC
    8300.0
    [ft]
    DC
    8400.0
    [ft]
    DC
    8500.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    8800.0
    [ft]
    DC
    8900.0
    [ft]
    DC
    9000.0
    [ft]
    DC
    9100.0
    [ft]
    DC
    9200.0
    [ft]
    DC
    9300.0
    [ft]
    DC
    9400.0
    [ft]
    DC
    9500.0
    [ft]
    DC
    9600.0
    [ft]
    DC
    9700.0
    [ft]
    DC
    9800.0
    [ft]
    DC
    9900.0
    [ft]
    DC
    10000.0
    [ft]
    DC
    10030.0
    [ft]
    DC