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

6506/12-8

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
6506/12-8
Идентификатор записи скважины/источника
1068
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Оценка
Оператор в исходном снимке
Den norske stats oljeselskap a.s
Дата начала бурения по данным источника
1988-06-04
Дата завершения по данным источника
1988-08-30
Широта/долгота (WGS84)
65,016189 / 6,947813
Измерения, сообщенные источником
4335 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
WEST DELTA

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth4 335,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth4 334,00 mRKB
wlbWaterDepth296,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature149,00 °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
6506/12-S-4 H0,18 km5 483 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-S-4 AH0,18 km5 690 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-S-4 BH0,18 km6 006 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-S-3 H0,18 km6 929 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-S-3 AH0,18 km6 963 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-S-1 H0,18 km4 990 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-S-1 AH0,18 km5 600 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-S-2 H0,18 km5 850 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-U-110,76 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-U-21,00 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-U-101,12 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6506/12-U-121,64 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
4335
Истинная вертикальная глубина (RKB)
4334
Глубина воды
296
Забойная температура
149
6506/12-8 · Цифровой каротаж скважины01084216832514335NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPFANGST GPBÅT GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP325 / 1 968
FORMATIONNAUST FM325 / 1 342
FORMATIONKAI FM1 342 / 1 968
GROUPHORDALAND GP1 968 / 2 235
FORMATIONBRYGGE FM1 968 / 2 235
GROUPROGALAND GP2 235 / 2 353
FORMATIONTARE FM2 235 / 2 298
FORMATIONTANG FM2 298 / 2 353
GROUPSHETLAND GP2 353 / 3 158
FORMATIONSPRINGAR FM2 353 / 2 545
FORMATIONNISE FM2 545 / 2 702
FORMATIONKVITNOS FM2 702 / 3 158
GROUPCROMER KNOLL GP3 158 / 3 743
FORMATIONLYSING FM3 158 / 3 185
FORMATIONLANGE FM3 185 / 3 725
FORMATIONLYR FM3 725 / 3 743
GROUPVIKING GP3 743 / 3 875
FORMATIONSPEKK FM3 743 / 3 787
FORMATIONMELKE FM3 787 / 3 875
GROUPFANGST GP3 875 / 4 065
FORMATIONGARN FM3 875 / 3 956
FORMATIONNOT FM3 956 / 3 993
FORMATIONILE FM3 993 / 4 065
GROUPBÅT GP4 065 / 4 335
FORMATIONROR FM4 065 / 4 186
FORMATIONTILJE FM4 186 / 4 335
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
3901.04zero-meaning-unresolved
3901.03zero-meaning-unresolved
5711.03zero-meaning-unresolved
5711.2
5771.7zero-meaning-unresolved
9811.2
14061.3
15791.3
18731.35
18731.35
18731.7
18761.7
19411.7
23111.6
23111.6
25301.63
25301.63
25301.63
25301.65
25301.65
31801.65
33981.65
33981.65
36201.65
36201.65
36691.65
37381.65
38081.65
38501.65
38501.65
38651.65
38711.67
38771.67
38771.67
38771.67
38771.67
38771.67
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15zero-meaning-unresolved
38771.15
38771.15
38771.15
38771.16
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
38771.15
3877zero-meaning-unresolved
38781.15
39051.15
39181.15
39831.15
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
23915 / 3955{"test-from-depth":{"value":3915,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3955,"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":610,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":180000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.829,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.756,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":295,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
1.24205 / 4221{"test-from-depth":{"value":4205,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":4221,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":11.1,"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":460,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":115000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.82,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.82,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":250,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
14237 / 4277{"test-from-depth":{"value":4237,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":4277,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":22.2,"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":1100,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":300000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.81,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.827,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":273,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}

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-P0602072,88 km51,90 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020916,83 km52,30 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020818,35 km50,00 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020134,89 km58,50 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06021041,29 km46,30 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 ↗