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

33/9-14

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.
    33/9-14
    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.
    33/9-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E 86 - 457 SP. 716
    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.
    571-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.02.1988
    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.
    09.04.1988
    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.
    09.04.1990
    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.
    10.05.2015
    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.
    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.
    LATE 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.
    DRAUPNE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    248.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2982.0
    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).
    2979.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    103
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 26' 0.26'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 54' 4.48'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6811719.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    441383.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1226

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-14 was drilled on the Statfjord Nord Field on Tampen Spur in the North Sea. The primary objective of the well was to verify the lateral and vertical distribution of sand within a thick Volgian sequence and to prove oil below 2690 m MSL in this sequence (deepest oil in Volgian, well 33/9-8). The Brent Group was a secondary target.
    Operations and results
    Appraisal well 33/9-14 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen and drilled to TD at 2982 m in the Early Jurassic Drake Formation. There were signs of shallow gas from 408 409 m, but the gas bearing sands created no problems. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater/gel down to 414 m, with gypsum/polymer mud from 414 m to 2670 m, and with gel/lignosulphonate mud from 2670 m to TD.
    The reservoir (interpreted as Kimmeridgian age Intra Draupne Formation Sandstone) came in as prognosed at 2674 m. The oil/water contact was taken from the logs to be at 2747 m, while pressure gradients suggest the contact could be five meter higher up. Intermittent weak shows were described down to 2800 m, else no shows were described in the well.  The reservoir properties were very good with porosities up to 30 %. The Brent Group, Ness Formation came in at 2777 m. It was water wet.
    Six cores were cut in the Intra Draupne Formation Sandstones and the Brent Group in the interval 2680 to 2879 m. The recovery was generally good except for core 3, for which only 0.5 m was recovered. The core-log depth shift was 3.0 to -3.5 m for all cores. FMT fluid samples were taken at 2757 m and at 2798.4 m.
    The well was permanently abandoned on 9 April 1988 as an oil appraisal well.
    Testing
    Two DST tests were performed in the well.
    DST 1 tested the interval 2746.8 - 2759.8 m. It produced 1400 m3 water and 8500 Sm3 gas /day through a 15.9 mm choke. Water production declined to 1287 m3/day at the end of the test. At the end of the test 5%, oil was produced with the water. The DST reservoir temperature was 96 °C.
    DST 2.1 tested the interval 2718 - 2732 m. It produced 1370 Sm3 oil and 74670 Sm3 gas /day through a 14.3 mm choke. The oil production declined to 1310 Sm3/day at the end of the test. The GOR varied accordingly from 55 to 57 Sm3/Sm3, while oil density and gas gravity is reported as 0.837 g/cm3 and 0.704 (air = 1), respectively. The DST reservoir temperature was 95 °C.
    DST 2.2 teste the interval 2718 - 2738 m + 2675 - 2705 m. It produced 1416 Sm3 oil and 58060 Sm3 gas /day through a 14.3 mm choke. The GOR was 41 Sm3/Sm3, the oil density was 0.837 g/cm3, and the gas gravity was 0.703 (air = 1). The DST reservoir temperature was 95 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    420.00
    2981.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2680.0
    2707.7
    [m ]
    2
    2707.5
    2744.1
    [m ]
    3
    2744.0
    2744.1
    [m ]
    4
    2782.0
    2810.7
    [m ]
    5
    2810.7
    2838.5
    [m ]
    6
    2842.0
    2879.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    157.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2680-2685m
    Kjerne bilde med dybde: 2685-2690m
    Kjerne bilde med dybde: 2690-2695m
    Kjerne bilde med dybde: 2695-2700m
    Kjerne bilde med dybde: 2700-2705m
    2680-2685m
    2685-2690m
    2690-2695m
    2695-2700m
    2700-2705m
    Kjerne bilde med dybde: 2705-2707m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2712m
    Kjerne bilde med dybde: 2712-2717m
    Kjerne bilde med dybde: 2717-2722m
    Kjerne bilde med dybde: 2722-2727m
    2705-2707m
    2707-2712m
    2712-2717m
    2717-2722m
    2722-2727m
    Kjerne bilde med dybde: 2727-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2737m
    Kjerne bilde med dybde: 2737-2742m
    Kjerne bilde med dybde: 2742-2744m
    Kjerne bilde med dybde: 2744-2744m
    2727-2732m
    2732-2737m
    2737-2742m
    2742-2744m
    2744-2744m
    Kjerne bilde med dybde: 2782-2787m
    Kjerne bilde med dybde: 2787-2792m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2802m
    Kjerne bilde med dybde: 2802-2807m
    2782-2787m
    2787-2792m
    2792-2797m
    2797-2802m
    2802-2807m
    Kjerne bilde med dybde: 2807-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2810-2815m
    Kjerne bilde med dybde: 2815-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2820-2825m
    Kjerne bilde med dybde: 2825-2830m
    2807-2810m
    2810-2815m
    2815-2810m
    2820-2825m
    2825-2830m
    Kjerne bilde med dybde: 2830-2835m
    Kjerne bilde med dybde: 2835-2838m
    Kjerne bilde med dybde: 2842-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2852m
    Kjerne bilde med dybde: 2852-2857m
    2830-2835m
    2835-2838m
    2842-2847m
    2847-2852m
    2852-2857m
    Kjerne bilde med dybde: 2857-2862m
    Kjerne bilde med dybde: 2862-2867m
    Kjerne bilde med dybde: 2867-2872m
    Kjerne bilde med dybde: 2872-2877m
    Kjerne bilde med dybde: 2877-2879m
    2857-2862m
    2862-2867m
    2867-2872m
    2872-2877m
    2877-2879m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2680.6
    [m]
    C
    OD
    2686.3
    [m]
    C
    OD
    2689.7
    [m]
    C
    OD
    2691.2
    [m]
    C
    OD
    2694.5
    [m]
    C
    OD
    2698.6
    [m]
    C
    OD
    2707.5
    [m]
    C
    OD
    2708.1
    [m]
    C
    OD
    2713.5
    [m]
    C
    OD
    2719.3
    [m]
    C
    OD
    2722.7
    [m]
    C
    OD
    2723.4
    [m]
    C
    OD
    2724.8
    [m]
    C
    OD
    2725.9
    [m]
    C
    OD
    2728.3
    [m]
    C
    OD
    2732.3
    [m]
    C
    OD
    2733.5
    [m]
    C
    OD
    2738.5
    [m]
    C
    OD
    2741.1
    [m]
    C
    OD
    2743.0
    [m]
    C
    OD
    2782.1
    [m]
    C
    OD
    2787.9
    [m]
    C
    OD
    2792.5
    [m]
    C
    OD
    2796.5
    [m]
    C
    OD
    2800.8
    [m]
    C
    OD
    2818.3
    [m]
    C
    OD
    2842.8
    [m]
    C
    OD
    2847.3
    [m]
    C
    OD
    2850.2
    [m]
    C
    OD
    2871.7
    [m]
    C
    OD

  • 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
    TEST1
    2746.80
    2759.80
    OIL
    23.03.1988 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2,1
    2718.00
    2732.00
    OIL
    28.03.1988 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2,2
    2675.00
    2705.00
    OIL
    31.03.1988 - 14:30
    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
    0.22
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.97
    pdf
    2.64
    pdf
    20.97

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2745
    2758
    16.0
    2.0
    2718
    2732
    12.7
    2.1
    2718
    2732
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    14.000
    2.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    8000
    0.780
    2.0
    1350
    75000
    0.830
    0.720
    55
    2.1
    1164
    43000
    0.837
    0.703
    37

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBLV GR
    268
    2927
    CDL CN SL GR
    2649
    2975
    DIFL ACL GR CAL
    2649
    2975
    DIFL BHC GR CAL
    1278
    2252
    DIPLOG
    2649
    2975
    DLL MLL GR
    2665
    2800
    FMT GR
    2675
    2865
    FMT GR
    2798
    2798
    MWD - EWR GR
    2666
    2879
    MWD - SN GR
    336
    2682
    MWD - SN GR
    2879
    2981
    SWC
    2740
    2966
    VELOCITY
    1000
    2960

  • 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
    330.0
    36
    331.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    404.0
    26
    414.0
    1.29
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1279.0
    17 1/2
    1292.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2654.0
    12 1/4
    2670.0
    1.90
    LOT
    LINER
    7
    2978.0
    8 1/2
    2982.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1295
    1.23
    5.0
    3.5
    WATER BASED
    29.02.1988
    1617
    1.35
    58.0
    5.5
    WATER BASED
    29.02.1988
    1710
    1.45
    27.0
    6.5
    WATER BASED
    29.02.1988
    2050
    1.55
    27.0
    6.5
    WATER BASED
    29.02.1988
    2523
    1.55
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    07.03.1988
    2670
    1.55
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    08.03.1988
    2673
    1.58
    23.0
    4.0
    WATER BASED
    10.03.1988
    2680
    1.58
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    16.03.1988
    2680
    1.58
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    17.03.1988

  • 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
    0.21