Brønnbane: 33/9-9 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	33/9-9
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	lenke til kart
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.	STATFJORD
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	33/12-1 Statfjord
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	33/9-9
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	037
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.	179-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	BORGNY DOLPHIN
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	114
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	27.07.1977
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.	17.11.1977
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.	17.11.1979
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.	03.10.2011
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/GAS
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.	DUNLIN GP
3. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	EARLY JURASSIC
3. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.	145.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3100.0
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).	3098.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	5.2
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	96
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° 17' 10.19'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	1° 54' 26.05'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6795313.86
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	441428.36
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	414

Well 33/9-9 was drilled in the northern part of the Statfjord field, about 1.6 km southeast of 33/9-3 well on the Tampen Spur in the northern North Sea. The objectives were to provide structural and stratigraphic control on the Brent reservoirs, and to provide stratigraphic control and to establish an oil/water contact for the Statfjord reservoir.

Operations and results

Appraisal well 33/9-9 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 27 July 1977 and drilled to TD at 3100 m in Late Triassic sediments in the Statfjord Formation. The well was drilled with seawater down to 486 m and with a seawater/lignosulphonate mud system from 486 m to 1993 m. At 1993 m, TD in the 17 1/2" section, the hole was displaced to a freshwater/Lignosulphonate mud system. At the same point diesel was added to free the 13 3/8" casing which had become differentially stuck. After that the mud contained initially 5% diesel decreasing to traces of diesel at to 2489 m. From 2489 m to final TD the freshwater/Lignosulphonate mud system was without measurable diesel.

No hydrocarbon shows were reported above the Brent Group. The Brent Group was found at 2413 m, 77.5 m deeper than prognosed 44.0 m thinner than anticipated in comparison to 33/9-3. Good oil shows were encountered at the top of the Brent Formation and continued throughout the reservoir down to top Dunlin Group at 2504 m. The entire Brent Group was oil-filled and it was above the field oil/water contact of 2609.1 m (2584.1 MSL). Log calculations showed that of the 87.0 m of gross oil section 84.6 m was net sand with 27.5% average porosity and 13.1% average water saturation. The Dunlin Group came in at 2504 m and log interpretation indicated a 23.2 m gross oil bearing reservoir between 2528.4 and 2551.6 m with 17.9 m net oil sand. The interval had 20.2% average porosity and 34.6% water saturation. Oil shows were reported from ditch samples and side wall cores in the Dunlin sand between 2535 and 2575 m. No OWC was established in the Dunlin Group. It was assumed that Brent and Dunlin had a common OWC at 2609.1 m (2584.1 MSL), outside well position. The Early Jurassic Statfjord Formation was penetrated at 2715.0, only 5.0 m deep to prognosis confirming that the Statfjord seismic reflector is a reliable mapping horizon. Good oil shows were reported from the top down to about 2850.0 m. The lowest potential pay sand indicated on the CPI log occurs between 2847.5 and 2852.5 m, but a test in this interval, DST No. 2, produced water with only trace oil. The anticipated oil/water contact was not found. The lowest-known-oil in the well at 2815.0 m (2790.0 m MSL) is 13.1 m above the lowest-known-oil previously established in the 33/12-2, which falls within a section of tight sands and shales in 33/9-9.

A total of 23 cores were cut in the well. Cores no 1 to 8 were taken through the Brent reservoir and into the shaly top of Dunlin, while cores no 9 to 23 were cut in the Statfjord Formation. A significant error in core depth is noted for the first 16 cores. For these 11.3 m must be added to the registered core depths in order to match with the logger's depth. The last seven cores had core-log mismatch within +/- 2 m.

The well was permanently abandoned on 17 November 1977 as n oil and gas appraisal well.

Testing

Six separate zones were successfully tested, requiring a total of nine attempts. The purpose of the tests was to obtain information from six separate zones in the Brent, Dunlin and Statfjord Sands in order to further evaluate the reservoirs. The tests for the first two zones were designed primarily for production data, bottom hole pressures and formation fluid samples, with sustained sand production expected only if very thin unconsolidated sand stringers were present. The last four zones where sand bonding was weak, as calculated from the well log data, had the additional test requirement of measuring the oil rate at which the formation sand broke down.

DST 1 in the interval 2847.5 to 2852.5 m in the Statfjord Formation was a misrun.

DST 2 in the interval 2847.5 to 2852.5 m in the Statfjord Formation produced 215 Sm3 water and only trace oil /day through a 3/4" choke. The recorded bottom hole temperature was 91.1 deg C. Sand was produced throughout the test, at rates from 1200 to 300 pounds/thousand barrels (ptb)

DST 3 in the interval 2800.0 m to 2803.5 m in the Statfjord Formation produced in the final flow period 254 Sm3 oil /day through a 1/4" choke. The GOR was 82 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 39.0 deg API. The recorded bottom hole temperature was 86.1 deg C. After the initial cleanup flow no sand was produced.

DST 4 in the interval 2742.0 m to 2745.0 m in the Statfjord Formation was a misrun.

DST 5 in the interval 2742.0 m to 2745.0 m in the Statfjord Formation produced in the final flow period 513 Sm3 oil /day through a 5/16" choke. The GOR was 93 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 38.7 deg API. The recorded bottom hole temperature was 89.4 deg C. Sand was produced after each rate change (20 ptb), but cleaned up rapidly. Sand began producing more or less continuously, in bursts, on 5/8" choke (40 ptb) indicating formation was breaking down.

DST 6 in the interval 2742.0 m to 2745.0 m in the Statfjord Formation produced in the final flow period 299 Sm3 oil /day through a 1/4" choke. The GOR was 129 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 38.6 deg API. The recorded bottom hole temperature was 89 deg C.No sand was observed other than a few grains upon initial cleanup on 7/16" choke.

DST 7 in the interval 2531.0 m to 2537.0 m in the Dunlin Group produced in the final flow period 442 Sm3 oil /day through a 23/64" choke. The GOR was 117 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 34.4 deg API. The recorded bottom hole temperature was 82.8 deg C. On 1 1/4" choke sand production was observed on a continuous basis at about 120 ptb.

DST 8 in the interval 2458.0 m to 2460.7 m in the Brent Group produced in the final flow period 525 Sm3 oil /day through a 24/64" choke. The GOR was 144 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 37.6 deg API (measured in the first flow period). The recorded bottom hole temperature was 80.1 deg C. Only small amounts of sand were produced.

DST 9 in the interval 2426.0 m to 2432.8 m in the Brent Group produced in the final flow period 416 Sm3 oil /day through a 22/64" choke. The GOR was 170 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 38.5 deg API (measured in the first flow period). No temperature was recorded due to malfunction in the temperature gauge. Small amounts of sand were produced throughout the test. No measurable sand was produced on the highest flow rate (50/64" adjustable choke).

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
254.00	3101.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2414.0	2421.9	[m ]
2	2432.3	2444.3	[m ]
3	2444.3	2444.8	[m ]
4	2446.3	2455.3	[m ]
5	2455.3	2468.3	[m ]
6	2468.3	2482.3	[m ]
7	2482.3	2500.6	[m ]
8	2500.6	2517.8	[m ]
9	2719.0	2722.3	[m ]
10	2722.3	2732.3	[m ]
11	2732.3	2740.3	[m ]
12	2740.3	2754.8	[m ]
13	2754.8	2768.6	[m ]
14	2768.8	2774.3	[m ]
15	2774.3	2786.6	[m ]
16	2786.6	2793.0	[m ]
17	2793.0	2807.5	[m ]
18	2807.5	2818.4	[m ]
19	2818.4	2826.2	[m ]
20	2826.2	2837.5	[m ]
21	2837.5	2853.5	[m ]
22	2853.5	2866.0	[m ]
23	2866.0	2876.5	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	249.2

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

24414-2416m	2416-2419m	2419-2421m	2421-2424m	2424-2426m

2426-2429m	2429-2432m	2432-2432m	2432-2434m	2434-2437m

2437-2439m	2439-2443m	2442-2444m	2444-2446m	2446-2448m

2448-2451m	2451-2453m	2453-2455m	2455-2458m	2458-2460m

2460-2463m	2463-2465m	2465-2465m	2468-2470m	2470-2473m

2473-2475m	2475-2478m	2478-2480m	2480-2481m	2481-2484m

2484-2487m	2487-2490m	2490-2492m	2492-2495m	2495-2498m

2498-2500m	2500-2503m	2503-2505m	2505-2508m	2508-2522m

2511-2513m	2513-2516m	2516-2516m	2719-2722m	2722-2725m

2725-2727m	2727-2732m	2732-2734m	2734-2737m	2737-2740m

2740-2742m	2742-2745m	2742-2745m	2745-2748m	2748-2750m

2750-2754m	2754-2757m	2757-2760m	2760-2762m	2762-2765m

2765-2768m	2768-2774m	2774-2776m	2776-2779m	2779-2782m

2782-2784m	2784-2786m	2786-2789m	2789-2791m	2791-2793m

2793-2795m	2795-2798m	2798-2807m	2807-2810m	2810-2812m

2812-2815m	2815-2818m	2818-2821m	2821-2823m	2823-2826m

2826-2828m	2828-2831m	2831-2834m	2834-2837m	2837-2840m

2840-2842m	2842-2845m	2845-2847m	2847-2850m	2850-2853m

2853-2856m	2856-2858m	2861-2863m	2863-2866m	2866-2868m

2868-2871m	2871-2874m	2874-2876m	2858-2861m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
2420.3	[m]	C	LAP
2420.3	[m]	C	OD
2431.1	[m]	C	OD
2431.1	[m]	C	LAP
2433.8	[m]	C	LAP
2433.8	[m]	C	OD
2434.4	[m]	C	OD
2434.4	[m]	C	LAP
2436.1	[m]	C	LAP
2436.1	[m]	C	OD
2436.5	[m]	C	OD
2436.5	[m]	C	LAP
2437.2	[m]	C	LAP
2437.2	[m]	C	OD
2437.8	[m]	C	OD
2437.8	[m]	C	LAP
2438.6	[m]	C	LAP
2438.6	[m]	C	OD
2438.7	[m]	C	OD
2438.7	[m]	C	LAP
2440.9	[m]	C	LAP
2440.9	[m]	C	OD
2442.8	[m]	C	OD
2442.8	[m]	C	LAP
2443.0	[m]	C	LAP
2443.0	[m]	C	OD
2443.0	[m]	C	OD
2443.0	[m]	C	LAP
2443.5	[m]	C	LAP
2443.5	[m]	C	OD
2444.5	[m]	C	OD
2444.5	[m]	C	LAP
2446.3	[m]	C	LAP
2446.3	[m]	C	OD
2446.9	[m]	C	LAP
2448.6	[m]	C	LAP
2448.6	[m]	C	OD
2448.8	[m]	C	OD
2448.8	[m]	C	LAP
2448.9	[m]	C	LAP
2448.9	[m]	C	OD
2450.3	[m]	C	OD
2450.3	[m]	C	LAP
2451.8	[m]	C	LAP
2451.8	[m]	C	OD
2453.3	[m]	C	OD
2453.3	[m]	C	LAP
2455.0	[m]	C	LAP
2455.0	[m]	C	OD
2455.3	[m]	C	OD
2455.3	[m]	C	LAP
2456.6	[m]	C	LAP
2456.6	[m]	C	OD
2459.3	[m]	C	OD
2459.3	[m]	C	LAP
2469.3	[m]	C	LAP
2469.3	[m]	C	OD
2486.0	[m]	C	LAP
2489.0	[m]	C	LAP
2494.0	[m]	C	LAP
2497.0	[m]	C	LAP
2500.0	[m]	C	LAP
2502.0	[m]	C	LAP
2503.0	[m]	C	LAP
2504.0	[m]	C	LAP
2507.0	[m]	C	LAP
2512.0	[m]	C	LAP
2516.0	[m]	C	LAP

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
170	NORDLAND GP
997	HORDALAND GP
1660	ROGALAND GP
1660	BALDER FM
1693	LISTA FM
1848	SHETLAND GP
2396	CROMER KNOLL GP
2413	BRENT GP
2504	DUNLIN GP
2504	DRAKE FM
2528	COOK FM
2558	BURTON FM
2715	STATFJORD GP

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
414_1	pdf	1.24

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
414_01_WDSS_General_Information	pdf	1.90

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
414_33_9_9_Biostratighraphical_analysis_charts	pdf	2.47
414_33_9_9_Biostratigraphic_correlation	pdf	0.98
414_33_9_9_biostratigraphy_of_the_interval_254m-3100m	pdf	2.33
414_33_9_9_Completion_log	pdf	1.80
414_33_9_9_Completion_Report	pdf	2.95
414_33_9_9_Conventional_core_analysis	pdf	0.82
414_33_9_9_Core_analysis_report	pdf	10.65
414_33_9_9_Core_analysis_report_statfjord	pdf	6.73
414_33_9_9_Drilling_program	pdf	1.31
414_33_9_9_final_geological_report	pdf	2.95
414_33_9_9_Final_geological_report_appraisal	pdf	0.59
414_33_9_9_Paleontological_and_sedimentological_studies	pdf	0.53
414_33_9_9_Palynofacies_studies	pdf	0.87
414_33_9_9_Special_core_analysis	pdf	10.47
414_33_9_9_Special_core_analysis_Final_report	pdf	12.44
414_33_9_9_Special_core_analysis_mobil_exploratoin	pdf	3.03
414_33_9_9_Special_core_analysis_statfjord_field	pdf	6.89
414_33_9_9_Special_core_analysis_study_Core_lab	pdf	1.64
414_33_9_9_Summary_log	pdf	0.13
414_33_9_9_Well_history_operations_report	pdf	3.67

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
2.0	2848	2853	19.0
3.0	2800	2804	19.0
5.0	2742	2745	15.9
6.0	2742	2745	11.0
7.0	2531	2538	30.0
8.0	2458	2461	19.0
9.0	2426	2433	0.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
2.0
3.0	30.000
5.0	34.000
6.0	38.000	89
7.0	24.000
8.0	34.000
9.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	GOR [m3/m3]
2.0
3.0	1438	0.830	412
5.0	1206	0.830	545
6.0	863	0.830	618
7.0	1327	0.830	569
8.0	1468	0.830	1059
9.0

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
DLL	2350	3100
FDC CNL	475	3100
GR SPECTRO	2350	3100
HDT	2300	3100
ISF SONIC	245	3100
LS SONIC	1990	3098
RFT	0	0
VSP	355	2955

Foringsrør og formasjonsstyrketester

Foringsrør og formasjonsstyrketester
Type utforing	Utforing diam. [tommer]	Utforing dybde [m]	Brønnbane diam. [tommer]	Brønnbane dyp [m]	Type formasjonstest
CONDUCTOR	30	244.0	36	249.0	LOT
SURF.COND.	20	475.0	26	486.0	LOT
INTERM.	13 3/8	1984.0	17 1/2	1993.0	LOT
INTERM.	9 5/8	3068.0	12 1/4	3100.0	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Type slam
249	1.07	waterbased
760	1.14	waterbased
1137	1.16	waterbased
1568	1.25	waterbased
1993	1.37	waterbased
2421	1.72	waterbased

Tynnslip i Sokkeldirektoratet

Tynnslip i Sokkeldirektoratet
Dybde	Enhet
2748.45	[m ]
2751.45	[m ]
2756.30	[m ]
2759.20	[m ]
2764.55	[m ]
2765.88	[m ]
2782.55	[m ]
2799.60	[m ]
2809.30	[m ]
2722.85	[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]
414_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	PDF	0.22

33/9-9