Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/9-5

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.
    33/9-5
    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
    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
    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.
    33/9-5
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    142-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.10.1975
    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.
    01.01.1976
    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.
    01.01.1978
    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.
    12.04.2016
    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
    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.
    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
    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.
    152.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3157.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    76
    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° 20' 47.87'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 56' 51.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6802013.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443705.30
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    410

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-5 was drilled on the northern part of the Statfjord structure on Tampen Spur in the northern North Sea. The objective was to appraise the northern extension of the Statfjord Field with the Brent Group as primary target. The Brent Group had previously proved oil bearing in wells 33/9-3 and 33/9-4 on the northern part of the structure. The well was positioned to penetrate the upper Brent reservoir at 2522 m MSL, 62 meters above the known field water level. The Statfjord Group was a secondary objective.
    Operations and results
    Appraisal well 33/9-5 was spudded with the semi-submersible installation  Ross Rig on 27 October 1975 and drilled to TD at 3157 m in Late Triassic sediments of the Statfjord Group.
    Top Brent Group (Tarbert Formation) was encountered at 2605 m, 57.8 m low to prognosis. As with other Brent Group oil wells in the Statfjord Field, high total gas readings (70 000 ppm) were encountered when the reservoir was penetrated. Using the field pay cut off value of 65% water saturation, the oil/water contact depth as measured from the CPI log is 2616.4 m (2591.4  MSL), which is 7.3 meters deeper than the main field water level. The resulting gross pay interval is 11.6 meters of which 100% is net pay using CPI field cut off values of 65% water saturation, 40% v-clay or 12% porosity. Average CPI measured porosity in the pay section is 22.1% and water saturation is 37%.
    The Statfjord Group was penetrated at 2998 m and was found water wet.
    One core was cut from 2611.5 to 2628.35 m with 88.7% recovery. The core to log depth shift was estimated to be -2.3 m. FIT fluid samples were taken at 2624.5 m (failed test), 2617.0 m (water with trace oil), 2611.0 m (water with trace mud), 2609.0 m (water with trace mud), 2607.0 m (35.8 °API oil and water), 2650.0 m (water with trace mud), and 2607.8 m (water only).
    The well was permanently abandoned on 1 January 1976 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]
    260.00
    3157.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2611.5
    2628.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    16.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2611-2614m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2616m
    Kjerne bilde med dybde: 2616-2619m
    Kjerne bilde med dybde: 2619-2621m
    Kjerne bilde med dybde: 2621-2624m
    2611-2614m
    2614-2616m
    2616-2619m
    2619-2621m
    2621-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2627m
    Kjerne bilde med dybde: 2627-2628m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2624-2627m
    2627-2628m

  • 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
    252.0
    36
    252.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    456.0
    26
    460.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1889.0
    17 1/2
    1903.0
    0.00
    INTERM.
    3158.0
    12 1/4
    3158.0
    0.00

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    450
    1895
    BHC
    451
    1900
    CDM AP
    1888
    3155
    DIR
    450
    1895
    DLL
    2449
    3157
    DLL MSFL
    2549
    3157
    FDC CNL
    1888
    3157
    IES
    460
    3157
    ISF SON
    451
    3155
    MUD
    460
    3157
    VELOCITY
    451
    3155

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.27
    pdf
    4.05

  • 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
    0.27

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    252
    1.22
    Waterbased
    460
    1.10
    Waterbased
    1332
    1.13
    Waterbased
    1555
    1.20
    Waterbased
    1973
    1.56
    Waterbased
    2259
    1.58
    Waterbased
    2608
    1.50
    Waterbased
    2794
    1.62
    Waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2556.0
    [m]
    DC
    UOS
    2562.0
    [m]
    DC
    UOS
    2568.0
    [m]
    DC
    UOS
    2574.0
    [m]
    DC
    UOS
    2580.0
    [m]
    DC
    UOS
    2586.0
    [m]
    DC
    UOS
    2592.0
    [m]
    DC
    UOS
    2598.0
    [m]
    DC
    UOS
    2604.0
    [m]
    DC
    UOS
    2612.0
    [m]
    DC
    UOS
    2613.0
    [m]
    DC
    UOS
    2615.0
    [m]
    DC
    UOS
    2616.0
    [m]
    DC
    UOS
    2618.8
    [m]
    DC
    UOS
    2619.0
    [m]
    DC
    UOS
    2622.0
    [m]
    DC
    UOS
    2622.2
    [m]
    DC
    UOS
    2624.0
    [m]
    DC
    UOS
    2625.0
    [m]
    DC
    UOS
    2627.0
    [m]
    DC
    UOS
    2628.0
    [m]
    DC
    UOS
    2631.0
    [m]
    DC
    UOS
    2637.0
    [m]
    DC
    UOS
    2643.0
    [m]
    DC
    UOS
    2649.0
    [m]
    DC
    UOS
    2655.0
    [m]
    DC
    UOS
    2661.0
    [m]
    DC
    UOS
    2667.0
    [m]
    DC
    UOS
    2673.0
    [m]
    DC
    UOS
    2679.0
    [m]
    DC
    UOS