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INTELLIGENCE PUITS & ÉNERGIE
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34/8-8 R

La couverture est partielle. Les statuts et rôles des sociétés proviennent des sources, sans vérification indépendante de leur actualité. Une valeur inconnue ne signifie pas zéro.

Nom / identifiant source
34/8-8
Identifiant du forage / dossier source
2080
Secteur
Pétrole et gaz
Catégorie de finalité dérivée
Évaluation
Opérateur dans l’instantané source
Norsk Hydro Produksjon AS
Début de forage enregistré
1993-02-16
Date d’achèvement enregistrée
1993-03-09
Latitude / longitude (WGS84)
61,379004 / 2,477075
Mesures déclarées par la source
3624 m MD · RKB
Statut déclaré par la source
P&A
Source consultée le
2026-10-02
Date de l’instantané source
Non indiqué / non vérifié
Système de coordonnées original
ED50 / service geometry EPSG:4326
Installation de forage selon la source
POLAR PIONEER

Rôles des sociétés selon la source

Mesures déclarées par la source
Mesures déclarées par la sourceValeurRéférence
wlbTotalDepth3 624,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth3 622,00 mRKB
wlbWaterDepth340,50 mNon indiqué / non vérifié
wlbBottomHoleTemperature130,00 °CNon indiqué / non vérifié
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Puits voisins et flux de chaleur

Ces outils sont descriptifs : ni prévisions, ni estimations de réserves, ni conseils d’investissement. La couverture des sources est partielle ; inconnu ne signifie pas zéro.

Puits voisins et flux de chaleur
NomDistanceMesures déclarées par la sourceCatalogues sources
34/8-80,00 km3 625 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-38 H1,44 km4 977 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-33 H1,44 km1 733 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-37 H1,44 km6 691 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-32 H1,44 km6 760 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-36 H1,44 km5 031 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-18 S1,44 km6 068 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-34 H1,45 km7 458 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-2 H1,45 km6 310 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-31 H1,45 km4 595 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-3 H1,45 km3 775 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-3 AH1,45 km5 433 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Diagraphie numérique du puits

Toits de formation, échantillons de boue de forage et essais de puits SODIR sur une seule coupe en profondeur mesurée.

Profondeur totale
3624
Profondeur verticale vraie (RKB)
3622
Hauteur d’eau
340.5
Température de fond de puits
130
34/8-8 R · Diagraphie numérique du puits0906181227183624NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPBRENT GPDUNLIN GPSTATFJORD GPHEGRE GP
Profondeur (m MD, RKB)
Diagraphie numérique du puits
GroupeFormation géologiqueProfondeur (m MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP364 / 1 190
FORMATIONUTSIRA FM1 115 / 1 164
FORMATIONNO FORMAL NAME1 164 / 1 368
GROUPHORDALAND GP1 190 / 1 829
FORMATIONNO FORMAL NAME1 368 / 1 401
FORMATIONNO FORMAL NAME1 401 / 1 527
FORMATIONNO FORMAL NAME1 527 / 1 559
FORMATIONNO FORMAL NAME1 559 / 1 829
GROUPROGALAND GP1 829 / 1 998
FORMATIONBALDER FM1 829 / 1 873
FORMATIONLISTA FM1 873 / 1 998
GROUPSHETLAND GP1 998 / 2 877
FORMATIONJORSALFARE FM1 998 / 2 231
FORMATIONKYRRE FM2 231 / 2 877
GROUPCROMER KNOLL GP2 877 / 2 900
FORMATIONSOLA FM2 877 / 2 883
FORMATIONÅSGARD FM2 883 / 2 900
GROUPVIKING GP2 900 / 2 921
FORMATIONDRAUPNE FM2 900 / 2 902
FORMATIONHEATHER FM2 902 / 2 921
GROUPBRENT GP2 921 / 3 077
FORMATIONTARBERT FM2 921 / 2 935
FORMATIONNESS FM2 935 / 2 967
FORMATIONETIVE FM2 967 / 3 007
FORMATIONRANNOCH FM3 007 / 3 077
GROUPDUNLIN GP3 077 / 3 387
FORMATIONDRAKE FM3 077 / 3 122
FORMATIONCOOK FM3 122 / 3 260
FORMATIONBURTON FM3 260 / 3 286
FORMATIONAMUNDSEN FM3 286 / 3 474
GROUPSTATFJORD GP3 387 / 3 474
GROUPHEGRE GP3 474 / 3 624
FORMATIONLUNDE FM3 474 / 3 624
Densité de la boue (g/cm³)
Profondeur (m MD, RKB)Densité de la boue (g/cm³)Indicateurs de qualité
10001.47
10001.47
10001.47
27271.47
28771.63
28771.63
28771.63
28771.63
28771.63
28941.63
29091.63
29091.63
29091.63
29091.63
29571.63
29571.63
29571.63
29571.63
29571.63
29571.63
31111.63
31111.63
31111.63
Essais de puits
Essais de puitsProfondeur (m MD, RKB)Mesures
22921 / 2950{"test-from-depth":{"value":2921,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2950,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":8,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":23,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":112,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":956,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":147100,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.844,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.66,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":164,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
12960 / 2973{"test-from-depth":{"value":2960,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2973,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.7,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":20,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":42,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":112,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":775,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":106300,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.852,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.665,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":137,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}

Toits de groupe dans les puits voisins

Group tops below each borehole's own RKB. Not TVD below sea level; deviation and kelly-bushing elevations affect apparent depths.

Toits de groupe dans les puits voisins
Groupe34/8-8 R34/8-834/8-18 S
NORDLAND GP363.5364364
HORDALAND GP1189.511901447
ROGALAND GP1828.518292060
SHETLAND GP1997.519982435
CROMER KNOLL GP2876.528775679
VIKING GP29002900.55692
BRENT GP2920.52921—
DUNLIN GP3076.530775706
STATFJORD GP3387.23387.75769
HEGRE GP3473.93474.46001

Température du sous-sol et flux de chaleur

Comparez les températures de fond de puits à la profondeur et consultez le flux de chaleur mesuré près des puits : un contexte pour la réutilisation géothermique.

Température du sous-sol et flux de chaleur
NomDistanceTempérature du sous-sol et flux de chaleurIndicateurs de qualité
R24-P06020088,43 km60,30 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}

IHFC · Global Heat Flow Database, Release 2024 (v. 2026.03) ↗

Source consultée le:

Conditions de réutilisation: CC-BY-4.0

Conditions et attribution ↗

Global Heat Flow Data Assessment Group et al. (2024): The Global Heat Flow Database: Release 2024. V. 2026.03. GFZ Data Services. https://doi.org/10.5880/fidgeo.2024.014 Licensed under CC BY 4.0. Wellficent shows parent-level site values and selected metadata; values are not modified.

w.

Au-delà de la tête de puits, le contexte.

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