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

34/7-12

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
34/7-12
Идентификатор записи скважины/источника
1187
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Разведка
Оператор в исходном снимке
Saga Petroleum ASA
Дата начала бурения по данным источника
1987-10-11
Дата завершения по данным источника
1987-12-17
Широта/долгота (WGS84)
61,271126 / 2,111362
Измерения, сообщенные источником
2784 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
TREASURE SAGA

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth2 784,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth2 780,00 mRKB
wlbWaterDepth190,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature100,00 °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
34/7-110,02 km861 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-U-120,22 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-U-110,44 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-U-160,46 km383 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-R-1 H0,46 km1 116 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-I-4 BH0,50 km4 144 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-I-4 H0,50 km2 880 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-I-4 AH0,50 km3 938 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-J-4 H0,51 km5 001 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-J-4 AH0,51 km4 187 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-J-4 BH0,51 km5 197 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-26 S0,51 km4 193 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
2784
Истинная вертикальная глубина (RKB)
2780
Глубина воды
190
Забойная температура
100
34/7-12 · Цифровой каротаж скважины0696139220882784NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPBRENT GPDUNLIN GPSTATFJORD GPHEGRE GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP216 / 1 021
FORMATIONUTSIRA FM989 / 1 151
GROUPHORDALAND GP1 021 / 1 644
FORMATIONNO FORMAL NAME1 151 / 1 308
FORMATIONNO FORMAL NAME1 308 / 1 365
FORMATIONNO FORMAL NAME1 365 / 1 428
FORMATIONNO FORMAL NAME1 428 / 1 644
GROUPROGALAND GP1 644 / 1 834
FORMATIONBALDER FM1 644 / 1 692
FORMATIONLISTA FM1 692 / 1 834
GROUPSHETLAND GP1 834 / 2 154
FORMATIONJORSALFARE FM1 834 / 1 997
FORMATIONKYRRE FM1 997 / 2 154
GROUPCROMER KNOLL GP2 154 / 2 161
FORMATIONRØDBY FM2 154 / 2 160
FORMATIONMIME FM2 160 / 2 161
GROUPVIKING GP2 161 / 2 169
FORMATIONHEATHER FM2 161 / 2 169
GROUPBRENT GP2 169 / 2 341
FORMATIONTARBERT FM2 169 / 2 213
FORMATIONNESS FM2 213 / 2 252
FORMATIONETIVE FM2 252 / 2 269
FORMATIONRANNOCH FM2 269 / 2 334
FORMATIONBROOM FM2 334 / 2 341
GROUPDUNLIN GP2 341 / 2 606
FORMATIONDRAKE FM2 341 / 2 462
FORMATIONCOOK FM2 462 / 2 518
FORMATIONBURTON FM2 518 / 2 547
FORMATIONAMUNDSEN FM2 547 / 2 763
GROUPSTATFJORD GP2 606 / 2 763
GROUPHEGRE GP2 763 / 2 784
FORMATIONLUNDE FM2 763 / 2 784
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
3321.05zero-meaning-unresolved
3781.13
8521.17
8521.2
8521.15
8521.05
8521.05
8701.09
13351.17
15441.25
18651.58
18651.58
18651.58
18701.58
21061.72
21201.72
21551.72
21801.72
22141.72
22241.72
22341.72
22671.72
22671.72
22761.72
23131.72
23301.72
23301.72
23301.72
23571.72
23661.72
23811.72
24801.72
24801.7
24801.72
25101.72
25951.72
26091.72
26221.72
26551.72
27051.72
27781.72
27841.72
27841.72
27841.72
27841.72
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
32205.5 / 2209.5{"test-from-depth":{"value":2205.5,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2209.5,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":14.3,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":23,"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":48,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":82,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":1460,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":96000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.84,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.695,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":66,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
22229 / 2235{"test-from-depth":{"value":2229,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2235,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.7,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":19,"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":43,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":83,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":881,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":59000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.841,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.722,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":68,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
12276.2 / 2282.2{"test-from-depth":{"value":2276.2,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2282.2,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.7,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":15,"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":49,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":84,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":0,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-gas-flow":{"value":1685,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"gas-relative-density":{"value":0,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-gas-oil-ratio":{"value":0,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]}}

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
Группа34/7-1234/7-1134/7-26 S
NORDLAND GP216216226
HORDALAND GP1021—1338
ROGALAND GP1643.5—2896
SHETLAND GP1833.5—3340
CROMER KNOLL GP2154——
VIKING GP2160.5——
BRENT GP2169——
DUNLIN GP2340.5——
STATFJORD GP2606——
HEGRE GP2763——

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-P06020090,10 km60,30 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 ↗