Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/5-2

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.
    33/5-2
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/5-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SL 5 3 - 415 SP: 185.
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    297-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    111
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.07.1981
    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.
    18.11.1981
    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.
    18.11.1983
    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.
    18.05.2004
    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
    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 SHOWS
    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
    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.
    309.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4520.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    137
    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° 39' 47.14'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 37' 17.4'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6837585.98
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    427002.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    405

  • Brønnhistorie
    General
    The prime objective of the well 33/5-2 was to test a Late Jurassic sandstone reservoir.  The Middle Jurassic Brent Group and the Early Jurassic Statfjord Formation were considered secondary objectives. The Late Jurassic (Early Kimmeridgian) sandstone was assumed to be a continuation of the same deposits recorded at the Magnus Field and in the wells 211/8-1 and 211/13-3.  These deposits constitute the oil reservoir at the Magnus Field and were also hydrocarbon bearing in 211/13-3. This objective was considered a high-risk prospect since the "Magnus Sandstone Member" had previously not been recorded on this side of the 211/13- 33/5- (Makrell-) horst. The Brent Group was expected to be as in the wells 211/13-2 and -6 where it is oil bearing.  It was thought to be a typical shallow to marginal marine sandstone sequence, deposited during shoreline progradation. The location far down flank from the crest of the closure was considered to make hydrocarbon occurrence in the 33/5-2 Brent Group less likely. This was also the case for the Statfjord Formation.  It was expected to consist of fine to coarse, occasionally pebbly sandstones with some shale interbeds of fluvial to marginal marine origin. The well was planned to drill approximately 50 m into the Statfjord Formation with an expected total depth at 4525 m.
    Operations and results
    A number of "pockmarks" typically 40 m across and 2 m deep were seen in the northern and eastern part of the area of the well location. To get some more information about the uppermost meters of soil, seafloor sampling and analysis were conducted by IKU.  The seabed was found to consist of a fine sand, normally firm with shell fragments, plastic, silty clay and below greyish green sand.
    Wildcat well 33/5-2 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 31 July 1981 and drilled to a total depth of 4520 m in the Triassic Lunde Formation. The well was drilled with seawater and h-vis pills down to 960 m, with KCl/polymer mud from 960 m to 2714 m, and with KCl/Lignite/lignosulfonite/polymer mud from 2714 m to TD.
    When attainting to run the 13 3/8" casing in the hole, the casing got stuck at 1653 m. After displacing Diesel/Milfree around the string, the casing came free and could be landed at 1974.5 m and cemented 100 m back into the 20" casing.
    The only show recorded above Jurassic was an oil show on a sidewall core from 2525 m in the Late Cretaceous Kyrre Formation. No reservoir sands of Late Jurassic age were encountered in the well. Poor shows were reported in shales of the Kimmeridge Clay Formation. The Middle to Late Jurassic sequence in this well consists of Heather Formation shales on top of Brent Group sands repeated three times. This unusual event is interpreted as the two upper Brent Group sands are sediment packages that have slumped into the heather mudstones during deposition, the deepest Brent sequence likely represent autochthonous Brent. The Uppermost Brent sequence (4054 m to 4111 m) was cored and consists of Tarbert and Rannoch Formation sandstones. Poor to occasionally good shows were recorded from cuttings and from cores 1 and 2 cut over this interval. The logs showed, however, the sand to be water bearing with a water saturation of 91% and an average porosity of 13%. The next Brent sand interval from 4154 m to 4176 m was water bearing with a net sand of 5 m, a water saturation of 78% and an average porosity of 11%, while the deepest Brent sand interval from 4227 m to 4276 m had a net sand of 9 m, and was interpreted water bearing with a water saturation of 70% and an average porosity of 11%. The interval from 4270 m to 4275 m within the deepest Brent sand from 4227 m to 4276 m gave high mud gas readings (5.62%). Oil shows were not recorded on-rig in either of the two deeper Brent sands, but geochemical analyses detected shows of a "medium gravity crude" in the interval 4200 m to 4270. The Lower Jurassic Statfjord Formation was encountered at 4412 m.  No distinct boundary against the underlying Triassic Hegre Group exists. The sandstone was both silica- and calcite cemented with a very low porosity and without any kind of shows.
    Three cores were cut in this well, all three in the interval from 4053.5 m to 4100.5 m in the Tarbert and Rannoch Formations of the uppermost Brent slump package. No fluid samples were taken in this well.
    The well was permanently abandoned on 18 November 1981 as a dry well with oil shows.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    4520.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4053.5
    4069.8
    [m ]
    2
    4071.5
    4083.5
    [m ]
    3
    4087.2
    4099.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    40.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4053-4057m
    Kjerne bilde med dybde: 4057-4061m
    Kjerne bilde med dybde: 4061-4064m
    Kjerne bilde med dybde: 4065-4068m
    Kjerne bilde med dybde: 4071-4074m
    4053-4057m
    4057-4061m
    4061-4064m
    4065-4068m
    4071-4074m
    Kjerne bilde med dybde: 4075-4079m
    Kjerne bilde med dybde: 4080-4082m
    Kjerne bilde med dybde: 4087-4090m
    Kjerne bilde med dybde: 4091-4095m
    Kjerne bilde med dybde: 4096-4099m
    4075-4079m
    4080-4082m
    4087-4090m
    4091-4095m
    4096-4099m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3400.0
    [m]
    DC
    OD
    3425.0
    [m]
    DC
    OD
    3450.0
    [m]
    DC
    OD
    3475.0
    [m]
    DC
    OD
    3500.0
    [m]
    DC
    OD
    3530.0
    [m]
    DC
    OD
    3550.0
    [m]
    DC
    OD
    3600.0
    [m]
    DC
    OD
    3700.0
    [m]
    DC
    OD
    3760.0
    [m]
    DC
    OD
    3780.0
    [m]
    DC
    OD
    3800.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.96
    pdf
    4.26
    pdf
    4.96

  • 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
    0.10
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    21.83

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    690
    1990
    CBL VDL
    1500
    3635
    CST
    1557
    1981
    CST
    2028
    3542
    CST
    2037
    3645
    CST
    4268
    4527
    CST
    4268
    4527
    CST
    4268
    4527
    CYBERDIP
    4268
    4527
    DLL MSFL GR
    4000
    4276
    FDC CAL GR
    941
    3647
    FDC CNL CAL GR
    3900
    4273
    FDC CNL CL GR
    4268
    4527
    HDT
    1975
    3647
    HDT
    4268
    4527
    ISF BHC SP GR
    334
    4527
    VSP
    525
    4527

  • 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
    394.0
    36
    399.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    939.0
    26
    960.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1975.0
    17 1/2
    2020.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3651.0
    12 1/4
    3664.0
    1.92
    LOT
    LINER
    7
    4261.0
    8 1/2
    4279.0
    2.07
    LOT
    OPEN HOLE
    4520.0
    6
    4520.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    684
    1.09
    spud mud
    959
    1.10
    spud mud
    1013
    1.25
    water mud
    1906
    1.35
    water mud
    2014
    1.40
    water mud
    2279
    1.45
    water mud
    2957
    1.35
    water mud

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4054.00
    [m ]
    4054.70
    [m ]
    4061.90
    [m ]
    4072.10
    [m ]