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

33/9-18 A

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.
    33/9-18 A
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/9-18
    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.
    800-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.12.1994
    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.
    24.01.1995
    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.
    24.01.1997
    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.
    01.07.2004
    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
    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.
    DRY
    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).
    23.0
    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").
    3595.0
    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).
    3195.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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 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.
    DRAUPNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 15' 40.78'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 56' 7.73'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6792522.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    442897.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2455

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-18 A was drilled to a structure situated east of the Statfjord Field and south-west of the Tordis Field. The main objective of well 33/9-18 A was to test the lithology of a strong seismic amplitude within the same prospect as drilled in well 33/9-18. Well 33/9-18 A is a sidetrack from well 33/9-18.
    Operations and results
    Exploration well 33/9-18 A was spudded on 21 December 1994 with the semi-submersible installation Deepsea Bergen and drilled from kick-off at 1974 m to TD at 3597 m in the Late Jurassic Draupne Formation. The 12 1/4" hole section was drilled with KC1/PAC POLYMER and KCl mud system to prevent bit balling. No shallow gas was recorded.
    Parts of the 12 1/4" section have anomalous resistivity data. The MWD data records from 3070 m to TD are missing, due to washout, lost signal, stuck pipe and MWD tool lost in hole. No wireline logging was performed. 1 core was cut in the Draupne Formation the interval 3397-3404.5 m. No fluid samples were collected. Bit balling was observed several times and a lot of pills were pumped to prevent balling, but minor effects were observed. Dyno-CC-115 (soap) pills showed best results. Drilling from 3145 m to 3397 m had to stop after 49 m due to bad weather. Drilling continued after 7 days stop and the flow rate was increased to maintain a pressure of 280 bar. At TD the actual pressure was nearly 100 bar less than the "theoretical" pressure. This pressure drop was caused by wash out between two drill collars. Got differential stuck at 3512 m when pulling out of the hole. Cut the string at 3382 m to get free. Extra cost related to logistics is estimated to approximately 3.3 mill. NOK. The well was plugged and abandoned after being stuck for 83.5 hrs.
    The well has been interpreted to penetrate large slump/slide blocks consisting of the Brent Group, the Dunlin Group and the Statfjord Formation which are deposited within the Draupne Formation. The strong seismic amplitude within the sidetrack 33/9-18 A was penetrated. The amplitude was represented by occasional water wet sandstone and hard shales. No hydrocarbon shows were observed in the well.
    The well 33/9-18 A was permanently plugged and abandoned as a dry well on 24 January 1995.
    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]
    1980.00
    3595.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3397.0
    3403.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    6.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3397-3402m
    Kjerne bilde med dybde: 3402-3403m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3397-3402m
    3402-3403m

  • 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
    229.0
    36
    230.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    753.0
    26
    755.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1951.0
    17 1/2
    1953.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    3595.0
    12 1/4
    3595.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD - RGD
    1974
    3597

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.10

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    16.10

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    200
    1.03
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    25.01.1995
    500
    1.49
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    23.01.1995
    500
    1.49
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    23.01.1995
    1900
    1.55
    32.0
    11.5
    WATER BASED
    23.12.1994
    2060
    1.62
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    23.12.1994
    2235
    1.62
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    28.12.1994
    2285
    1.62
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    28.12.1994
    2315
    1.60
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    28.12.1994
    2403
    1.60
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    28.12.1994
    2549
    1.60
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    28.12.1994
    2621
    1.62
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    28.12.1994
    2795
    1.63
    45.0
    20.0
    WATER BASED
    29.12.1994
    2992
    1.63
    32.0
    15.0
    WATER BASED
    02.01.1995
    3145
    1.63
    34.0
    16.5
    WATER BASED
    03.01.1995
    3194
    1.63
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    05.01.1995
    3194
    1.63
    32.0
    15.0
    WATER BASED
    03.01.1995
    3194
    1.63
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    03.01.1995
    3194
    1.63
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    03.01.1995
    3194
    1.63
    30.0
    16.0
    WATER BASED
    05.01.1995
    3194
    1.63
    30.0
    15.5
    WATER BASED
    10.01.1995
    3194
    1.63
    31.0
    15.5
    WATER BASED
    10.01.1995
    3194
    1.63
    31.0
    15.5
    WATER BASED
    10.01.1995
    3200
    1.63
    32.0
    15.0
    WATER BASED
    10.01.1995
    3200
    1.63
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    10.01.1995
    3200
    1.63
    30.0
    15.5
    WATER BASED
    12.01.1995
    3200
    1.63
    32.0
    17.0
    WATER BASED
    12.01.1995
    3200
    1.63
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    13.01.1995
    3200
    1.63
    30.0
    16.0
    WATER BASED
    16.01.1995
    3200
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    16.01.1995
    3200
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    23.01.1995
    3200
    1.63
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    17.01.1995
    3200
    1.63
    30.0
    19.0
    WATER BASED
    18.01.1995
    3200
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    20.01.1995
    3200
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    20.01.1995
    3200
    1.63
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    16.01.1995
    3252
    1.63
    32.0
    15.0
    WATER BASED
    10.01.1995
    3397
    1.63
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    10.01.1995
    3405
    1.63
    30.0
    15.5
    WATER BASED
    12.01.1995
    3405
    1.63
    32.0
    17.0
    WATER BASED
    12.01.1995
    3457
    1.63
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    13.01.1995
    3553
    1.63
    30.0
    16.0
    WATER BASED
    16.01.1995
    3597
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    16.01.1995
    3597
    1.63
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    16.01.1995
    3597
    1.63
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    17.01.1995
    3597
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    23.01.1995
    3597
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    20.01.1995
    3597
    1.63
    29.0
    18.5
    WATER BASED
    20.01.1995
    3597
    1.63
    30.0
    19.0
    WATER BASED
    18.01.1995

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3215.0
    [m]
    DC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3248.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3275.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3325.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3355.0
    [m]
    DC
    RRI
    3370.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3385.0
    [m]
    DC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3395.0
    [m]
    DC
    RRI
    3409.0
    [m]
    DC
    RRI
    3415.0
    [m]
    DC
    RRI
    3421.0
    [m]
    DC
    RRI
    3427.0
    [m]
    DC
    RRI
    3434.0
    [m]
    DC
    RRI
    3442.0
    [m]
    DC
    RRI
    3448.0
    [m]
    DC
    RRI
    3454.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3466.0
    [m]
    DC
    RRI
    3472.0
    [m]
    DC
    RRI
    3475.0
    [m]
    DC
    RRI
    3481.0
    [m]
    DC
    RRI
    3487.0
    [m]
    DC
    RRI
    3493.0
    [m]
    DC
    RRI
    3499.0
    [m]
    DC
    RRI
    3505.0
    [m]
    DC
    RRI
    3511.0
    [m]
    DC
    RRI
    3517.0
    [m]
    DC
    RRI
    3523.0
    [m]
    DC
    RRI
    3529.0
    [m]
    DC
    RRI
    3533.0
    [m]
    DC
    RRI
    3535.0
    [m]
    DC
    RRI
    3541.0
    [m]
    DC
    RRI
    3547.0
    [m]
    DC
    RRI
    3559.0
    [m]
    DC
    RRI
    3565.0
    [m]
    DC
    RRI
    3571.0
    [m]
    DC
    RRI
    3577.0
    [m]
    DC
    RRI
    3583.0
    [m]
    DC
    RRI
    3589.0
    [m]
    DC
    RRI
    3595.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3397.10
    [m ]
    3402.02
    [m ]
    3402.85
    [m ]