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

33/6-1

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.
    33/6-1
    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.
    33/6-1
    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 Agip AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    212-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    89
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.04.1979
    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.
    06.07.1979
    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.
    06.07.1981
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    306.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3900.0
    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).
    3898.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.5
    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.
    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° 32' 14.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 51' 57.55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6823341.21
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    439704.03
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    406

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/6-1 is located in the Marulk Basin northwest of the Snorre Field in the southeastern sector of block 33/6. The location was selected on the crestal area of the most attractive feature in the licence: a fault bounded, tilted block. The closure was considered dependent upon the sealing properties of the NE-SW fault to the south of the prospect. The primary objective of the well was to test the Middle-Early Jurassic Brent-Statfjord reservoirs. Planned TD was in the Late Triassic Hegre Group
    Operations and results
    Exploration well 33/6-1 was spudded on April 9, 1979 in 306 m water depth, the deepest drilling location to that date. Semi-submersible installation Fernstar was used to drill the well. Due to soft bottom conditions and problems with stabilizing the temporary guide base on the sea floor the well was re-spudded twice, the last and successful attempt on April 15. The well reached TD at 3900 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled with seawater and pre-hydrated bentonite down 434 m, with seawater/HPD polymer/bentonite from 434 m to 695 m, with KCl/Dextrid/seawater from 695 m to 1690 m, and with lignosulphonate/fresh water from 1690 m to TD.
    The most significant horizons, the top of the Paleocene Seismic Marker and top Cretaceous, came in 13 meters lower and 37,5 meters higher than expected, respectively. The pre-Cretaceous section deviated significantly from prognosis. This was caused by a very crude depth conversion model due to lack of well control in the area and a much thinner Brent thickness than prognosed. All pre-Cretaceous targets were found however. The Late Kimmerian unconformity was encountered 133.5 m high to prognosis. The Late Jurassic shale was 65.5 m thick, 35 meters thicker than prognosed and consisted of 30 m of Draupne Formation plus 35.5 m of Heather Formation.
    The primary target Brent Group was penetrated at 3603 m, 97 meters higher than prognosed, and only 44 m thick versus the expected 155 m. The Brent reservoir was water wet. This was evident on the logs and was confirmed by no shows on the cuttings, mud, or on core. The Dunlin Group came in at 3647.5 m, 297 m higher than prognosed, and was 144.5 m thick compared to the expected 265 m
    The secondary target Statfjord Formation was encountered at 3792 m, 328 m higher than prognosed and was 70 m thick, 10 meters more than predicted. The Statfjord reservoir was water wet. Again this was evident on the logs and was confirmed by no shows on the cuttings, mud, or on core.á
    Two cores were cut. The first core was cut from 3607 m to 3616 m in the Brent Group and the second from 3802 m to 3807 m in the Statfjord Formation. No fluid samples were taken in this well.
    The well was permanently abandoned on 6 July 1979 as a dry well
    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]
    450.00
    3900.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3607.0
    3615.5
    [m ]
    2
    3802.0
    3806.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    13.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    434.0
    36
    440.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    695.0
    26
    715.0
    1.26
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1960.0
    17 1/2
    1987.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3527.0
    12 1/4
    3550.0
    1.91
    LOT
    OPEN HOLE
    3900.0
    8 1/2
    3900.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    315
    692
    CBL
    1900
    3532
    FDC CNL GR
    1960
    3901
    HDT
    1959
    3898
    HRT
    300
    1627
    ISF BHC SP GR
    434
    3901
    VSP
    623
    3900

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.13
    pdf
    0.21
    pdf
    0.67

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    26.33

  • 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
    0.11
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    644
    1.11
    water based
    850
    1.10
    water based
    1139
    1.23
    water based
    1987
    1.27
    water based
    2338
    1.38
    water based
    3333
    1.42
    water based
    3424
    1.45
    water based
    3550
    1.51
    water based
    3846
    1.53
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1330.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1995.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2110.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    2130.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    2221.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    2235.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    2630.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    2730.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    2870.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    2950.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3200.0
    [m]
    DC
    OD
    3215.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3257.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3260.0
    [m]
    DC
    OD
    3280.0
    [m]
    DC
    OD
    3300.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3305.0
    [m]
    DC
    OD
    3320.0
    [m]
    DC
    OD
    3330.0
    [m]
    DC
    OD
    3360.0
    [m]
    DC
    OD
    3368.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3400.0
    [m]
    DC
    OD
    3403.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3437.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3455.0
    [m]
    DC
    OD
    3468.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3525.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3542.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3592.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3601.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3604.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3605.0
    [m]
    C
    AGIP
    3610.0
    [m]
    C
    AGIP
    3645.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3674.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3712.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3730.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3750.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3772.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3777.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3787.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3789.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3801.0
    [m]
    C
    AGIP
    3814.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3835.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3843.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3871.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3883.0
    [m]
    SWC
    AGIP
    3895.0
    [m]
    SWC
    AGIP