Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/9-12

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.
    33/9-12
    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.
    33/9-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E86 - 171 SP. 1381
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    551-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.06.1987
    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.
    03.08.1987
    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.
    03.08.1989
    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.
    10.04.2015
    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.
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    148.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2959.0
    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).
    2958.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.9
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 19' 12.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 59' 36.42'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6799009.69
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    446107.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1069

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-12 was drilled on the Statfjord Øst Discovery on Tampen Spur in the North Sea. The field was discovered in late 1976 by well 33/9-7, which proved oil in the upper portion of the Brent Group. The well 34/7-5, which was drilled on the northerly segment of the structure, penetrated an oil-bearing Brent section down to the same structural level as seen in well 33/9-7, suggesting communication between the wells. However, neither well was drilled in a location that could demonstrate oil in the major Lower Brent reservoir or allowed a clear definition of the oil water contact.  The objective of well 33/9-12 was to test the Lower Brent Group and to establish the oil-water contact.
    Operations and results
    Appraisal well 33/9-12 was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle on 19 June 1987 and drilled to TD at 2959 m in the Triassic Hegre Group. The well was drilled with spud mud down to 360 m, with gypsum/polymer mud from 360 m to 2120 m, and with gel/lignosulphonate mud from 2120 m to TD.
    Weak shows in traces of sand was described from 2220 m and down in the Shetland Group. Top Brent Group, Tarbert Formation was penetrated at 2461 m. The Brent Group had a total oil leg of 52.25 metres above the oil-water contact in the Etive formation at 2513.75 m (2491. 75 m TVD MSL). Oil shows continued down to 2530 m; below this depth shows became weak and patchy. The Statoil Group was encountered at 2814 m. It was water wet and pressure measurements showed that the Statfjord formation is not in pressure communication with the Brent group.
    Three cores were cut in the interval 2467 m to 2566 m in the Brent Group and into the Uppermost Dunlin Group with 95 to 99.7% recovery.  The core-log depth shifts for cores 1, 2, and 3 were -2 m, -4 m and -4.5 m, respectively. A segregated FMT fluid sample was taken at 2464 m. The sample recovered oil and gas.
    The well was permanently abandoned on 3 August 1987 as an oil appraisal.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Brent Group.
    DST 1 tested the interval 2526.0 to 2538.0 m in the Upper Rannoch Formation. The test produced 795 m3 water /day through a 12.7 mm choke. The DST reservoir temperature was 91.6 °C.
    DST 2 tested the interval 2505.0 to 2508.0 m in the Etive Formation. The test produced 113740 Sm3 gas and 1050 Sm3 oil /day through a 14.1 mm choke. The GOR was 111 Sm3/Sm3, the oil density was 0.846 g/cm3, and the gas gravity was 0.725 (air = 1). The DST reservoir temperature was 91.5 °C. At the end of this test the well started producing water. The water cut was approximately 8 % when the well was shut in.
    DST 3 tested the interval 2463.0 to 2489.0 m in the Tarbert Formation. The test produced 153880 Sm3 gas and 1470 Sm3 oil /day through a 19.05 mm choke. The GOR was 105 Sm3/Sm3, the oil density was 0.827 g/cm3, and the gas gravity was 0.712 (air = 1). The DST reservoir temperature was 90.0 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    370.00
    2957.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2467.0
    2498.5
    [m ]
    2
    2499.0
    2528.8
    [m ]
    3
    2531.0
    2565.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    96.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2467-2472m
    Kjerne bilde med dybde: 2472-2477m
    Kjerne bilde med dybde: 2477-2482m
    Kjerne bilde med dybde: 2482-2487m
    Kjerne bilde med dybde: 2487-2492m
    2467-2472m
    2472-2477m
    2477-2482m
    2482-2487m
    2487-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2497m
    Kjerne bilde med dybde: 2497-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2499-2504m
    Kjerne bilde med dybde: 2504-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2514m
    2492-2497m
    2497-2498m
    2499-2504m
    2504-2509m
    2509-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2524-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2531-2536m
    Kjerne bilde med dybde: 2536-2541m
    2514-2519m
    2519-2524m
    2524-2528m
    2531-2536m
    2536-2541m
    Kjerne bilde med dybde: 2541-2546m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2551-2556m
    Kjerne bilde med dybde: 2556-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2561-2565m
    2541-2546m
    2546-2551m
    2551-2556m
    2556-2561m
    2561-2565m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2376.5
    [m]
    SWC
    PALEO
    2429.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    2439.5
    [m]
    SWC
    PALEO
    2445.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    2455.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    2468.0
    [m]
    C
    OD
    2492.7
    [m]
    C
    OD
    2570.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    2596.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    2605.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    2790.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    2848.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    2870.5
    [m]
    SWC
    PALEO

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST2
    2505.00
    2508.00
    25.07.1987 - 16:45
    YES
    DST
    TEST3
    2463.00
    2489.00
    29.07.1987 - 01:50
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.37
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    33.52

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2526
    2538
    12.7
    2.0
    2505
    2508
    12.7
    3.0
    2463
    2489
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    34.000
    31.000
    34.000
    91
    2.0
    34.000
    33.000
    34.000
    91
    3.0
    32.000
    32.000
    32.000
    90
    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
    950
    0.846
    0.735
    110
    3.0
    1470
    153880
    0.845
    0.713
    174

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    170
    2915
    CDL CNL SPL CAL
    2101
    2954
    DIFL ACL GR CBI GR
    2102
    2953
    DIP GR
    2102
    2953
    DLL MLL GR CAL
    2400
    2700
    FMT GR
    2464
    2914
    MWD - GR SN RES
    360
    2950
    VSP
    1200
    2940

  • 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
    LOT
    SURF.COND.
    20
    345.0
    26
    360.0
    1.32
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1202.0
    17 1/2
    1217.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2105.0
    12 1/4
    2120.0
    1.89
    LOT
    LINER
    7
    2957.0
    8 1/2
    2959.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    689
    1.20
    61.0
    5.0
    WATER BASED
    26.06.1987
    1100
    1.20
    64.0
    5.0
    WATER BASED
    26.06.1987
    1217
    1.20
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    29.06.1987
    1246
    1.20
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    29.06.1987
    1417
    1.20
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    29.06.1987
    1519
    1.20
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    30.06.1987
    1656
    1.30
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    30.06.1987
    1760
    1.40
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    30.06.1987
    1780
    1.40
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    01.07.1987
    1840
    1.45
    29.0
    5.5
    WATER BASED
    01.07.1987
    2072
    1.45
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    02.07.1987
    2120
    1.60
    35.0
    11.0
    WATER BASED
    06.07.1987
    2393
    1.60
    34.0
    5.5
    WATER BASED
    06.07.1987
    2465
    1.63
    35.0
    6.0
    WATER BASED
    07.07.1987
    2566
    1.63
    35.0
    5.2
    WATER BASED
    13.07.1987
    2753
    1.63
    39.0
    5.7
    WATER BASED
    13.07.1987

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2565.00
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22