ОТ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ДО РЫНКА. НОВОСТИ С ПЕРВОИСТОЧНИКАМИ.
Наши стандарты
wellficent.
Энергетика: от недр до рынка.
Следите за новыми событиями.
RU
العربيةАрабскийEnglishАнглийскийEspañolИспанскийFrançaisФранцузскийPortuguêsПортугальскийРусскийTürkçeТурецкий
АНАЛИТИКА ПО СКВАЖИНАМ И ЭНЕРГЕТИКЕ
← Вернуться к атласу скважин

6407/6-3

Охват источников неполный. Статус и роли компаний приведены по данным каждого источника; их актуальность не проверена независимо. Неизвестное не означает ноль.

Название / ID в источнике
6407/6-3
Идентификатор записи скважины/источника
1024
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Разведка
Оператор в исходном снимке
Den norske stats oljeselskap a.s
Дата начала бурения по данным источника
1986-12-13
Дата завершения по данным источника
1987-02-16
Широта/долгота (WGS84)
64,708532 / 7,667607
Измерения, сообщенные источником
3220 m MD · RKB
Статус по данным источника
P&A
Доступ к источнику
2026-10-02
Дата исходного снимка
Не сообщается/не проверено
Исходная система координат
ED50 / service geometry EPSG:4326
Буровая установка по данным источника
DYVI DELTA

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth3 220,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth3 215,00 mRKB
wlbWaterDepth222,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature98,00 °CНе сообщается/не проверено
Открыть исходную запись ↗
JSON ↗Изучите измерения ↗API данных ↗

Близлежащие скважины и тепловой поток

Эти инструменты носят описательный характер: они не являются прогнозами, оценками запасов или инвестиционными рекомендациями. Охват источников является частичным; неизвестное не означает ноль.

Близлежащие скважины и тепловой поток
НазваниеРасстояниеИзмерения, сообщенные источникомИсходные каталоги
6407/6-20,31 km524 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/6-2 R0,31 km524 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/6-2 R20,31 km524 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/6-A-3 H0,68 km2 566 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/6-A-1 H0,69 km3 107 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/2-U-26,55 km1 070 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/2-VB-2 H6,55 km4 168 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/5-B-3 H6,87 km2 537 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/5-B-1 H6,87 km2 795 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/6-57,32 km2 759 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/2-6 S7,60 km3 230 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/3-1 S7,61 km2 928 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

Кровли формаций SODIR, пробы бурового раствора и испытания скважин на едином разрезе по измеренной глубине.

Общая глубина
3220
Истинная вертикальная глубина (RKB)
3215
Глубина воды
222
Забойная температура
98
6407/6-3 · Цифровой каротаж скважины0805161024153220NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPFANGST GPBÅT GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP251 / 1 463
FORMATIONNAUST FM251 / 1 227
FORMATIONKAI FM1 227 / 1 463
GROUPHORDALAND GP1 463 / 1 915
FORMATIONBRYGGE FM1 463 / 1 915
GROUPROGALAND GP1 915 / 2 069
FORMATIONTARE FM1 915 / 1 978
FORMATIONTANG FM1 978 / 2 445
GROUPSHETLAND GP2 069 / 2 414
GROUPCROMER KNOLL GP2 414 / 2 445
GROUPVIKING GP2 445 / 2 461
FORMATIONSPEKK FM2 445 / 2 451
FORMATIONMELKE FM2 451 / 2 461
GROUPFANGST GP2 461 / 2 639
FORMATIONGARN FM2 461 / 2 492
FORMATIONNOT FM2 492 / 2 548
FORMATIONILE FM2 548 / 2 639
GROUPBÅT GP2 639 / 3 220
FORMATIONROR FM2 639 / 2 691
FORMATIONTOFTE FM2 691 / 2 698
FORMATIONROR FM2 698 / 2 727
FORMATIONTILJE FM2 727 / 2 902
FORMATIONÅRE FM2 902 / 3 220
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
4591.15
4591.15
4591.15
4621.15
5451.59
8161.17
11501.16
13501.17
14181.19
14181.19
14181.25
16821.5
18971.6
20301.63
20301.63
20301.63
20301.63
20301.63
20811.63
22001.2
24631.2
24631.2
24631.2
24631.2
24631.2
24631.2
24631.2
24631.2
24631.2
24701.2
24721.25
24911.25
25361.2
25361.2
25361.2
25361.2
25361.2
25651.2
25651.2
25651.2
25651.2
25651.2
25651.2
26401.2
26401.2
26401.2
26401.2
2640zero-meaning-unresolved
26401.2
30831.2
30831.2
31191.2
31251.2
31971.2
32201.2
32201.2
32201.2
32201.2
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
32479 / 2489{"test-from-depth":{"value":2479,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2489,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19.1,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"downhole-temperature":{"value":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":326,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":746000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.741,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.72,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":2288,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
22546 / 2555{"test-from-depth":{"value":2546,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2555,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19.1,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"downhole-temperature":{"value":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":260,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":753000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.752,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.755,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":2897,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
12570 / 2577{"test-from-depth":{"value":2570,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2577,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.7,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"downhole-temperature":{"value":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":115,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":228000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.818,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.77,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":1979,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}

Групповые кровли в соседних скважинах

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

Групповые кровли в соседних скважинах
Группа6407/6-36407/6-26407/6-2 R6407/6-2 R26407/6-5
NORDLAND GP251243243223.85250
HORDALAND GP1463———1361.5
ROGALAND GP1915———1861
SHETLAND GP2069———2023
CROMER KNOLL GP2414———2343
VIKING GP2444.5———2359
FANGST GP2461———2381
BÅT GP2638.5———2558

Подповерхностная температура и тепловой поток

Сравните забойную температуру с глубиной и изучите измеренный тепловой поток вблизи скважин для оценки возможности их геотермального использования.

Подповерхностная температура и тепловой поток
НазваниеРасстояниеПодповерхностная температура и тепловой потокФлаги качества
R24-P06020124,99 km58,50 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020537,73 km50,90 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020438,63 km55,80 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020647,95 km60,90 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020749,38 km51,90 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}

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

Доступ к источнику:

Условия повторного использования: CC-BY-4.0

Условия источника и указание авторства ↗

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.

Контекст за пределами устья скважины.

Материалы о скважинах, энергетике и рынках с указанием источников на семи языках.

Следите через RSS ↗