2/8-11
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
- 2/8-11
- Идентификатор записи скважины/источника
- 1224
- Сектор
- Нефть и газ
- Группа назначений, полученная из источника
- Оценка
- Оператор в исходном снимке
- Amoco Norway Oil Company
- Дата начала бурения по данным источника
- 1976-08-10
- Дата завершения по данным источника
- 1976-10-11
- Широта/долгота (WGS84)
- 56,281636 / 3,369506
- Измерения, сообщенные источником
- 2655 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
- ROSS RIG (1)
Роли компаний по данным источника
- Буровой операторAmoco Norway Oil CompanyОткрыть исходную запись ↗
| Измерения, сообщенные источником | Значение | Ссылка |
|---|---|---|
| wlbTotalDepth | 2 655,00 m | RKB |
| wlbWaterDepth | 70,00 m | Не сообщается/не проверено |
| wlbBottomHoleTemperature | 74,00 °C | Не сообщается/не проверено |
Norwegian Offshore Directorate — Wellbores ↗
Доступ к источнику:
Условия повторного использования: review-source-terms
Условия источника и указание авторства ↗Norwegian Offshore Directorate (NOD/SODIR), NLOD 2.0. Normalized by Wellficent.
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.
| Название | Расстояние | Измерения, сообщенные источником | Исходные каталоги |
|---|---|---|---|
| 2/8-A-13 A | 1,57 km | 3 471 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-13 B | 1,57 km | 3 142 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-13 C | 1,57 km | 4 198 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-13 | 1,57 km | 3 507 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-14 A | 1,58 km | 3 363 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-14 B | 1,58 km | 4 020 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-14 | 1,58 km | 3 394 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-4 A | 1,58 km | 2 666 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-4 B | 1,58 km | 4 420 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-4 | 1,58 km | 2 815 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-29 | 1,58 km | 4 016 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-A-12 B | 1,58 km | 3 657 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
Цифровой каротаж скважины
Кровли формаций SODIR, пробы бурового раствора и испытания скважин на едином разрезе по измеренной глубине.
- Общая глубина
- 2655
- Истинная вертикальная глубина (RKB)
- —
- Глубина воды
- 70
- Забойная температура
- 74
| Группа | Геологическая формация | Глубина (м MD, RKB) |
|---|---|---|
| GROUP | NORDLAND GP | 95 / 2 437 |
| GROUP | ROGALAND GP | 2 437 / 2 468 |
| FORMATION | BALDER FM | 2 437 / 2 449 |
| FORMATION | SELE FM | 2 449 / 2 457 |
| FORMATION | LISTA FM | 2 457 / 2 468 |
| GROUP | SHETLAND GP | 2 468 / 2 624 |
| FORMATION | TOR FM | 2 468 / 2 483 |
| FORMATION | HOD FM | 2 483 / 2 612 |
| FORMATION | BLODØKS FM | 2 612 / 2 615 |
| FORMATION | HIDRA FM | 2 615 / 2 624 |
| GROUP | CROMER KNOLL GP | 2 624 / 2 655 |
| FORMATION | RØDBY FM | 2 624 / 2 655 |
| Глубина (м MD, RKB) | Плотность раствора (г/см³) | Флаги качества |
|---|---|---|
| 165 | 1.4 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| 381 | 1.06 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| 1294 | 1.34 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| 2477 | 1.89 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| Испытания скважин | Глубина (м MD, RKB) | Измерения |
|---|---|---|
| 2 | 2469 / 2476 | {"test-from-depth":{"value":2469,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2476,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19,"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":842,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":21521,"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,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-gas-oil-ratio":{"value":0,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]}} |
| 1 | 2553 / 2560 | {"test-from-depth":{"value":2553,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2560,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.5,"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":378,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":10477,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.83,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-gas-oil-ratio":{"value":1550,"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.
| Название | Расстояние | Подповерхностная температура и тепловой поток | Флаги качества |
|---|---|---|---|
| R24-P002604 | 22,41 km | 40,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P003263 | 36,65 km | 64,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P003249 | 36,72 km | 57,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P004054 | 37,00 km | 65,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P003248 | 39,18 km | 50,00 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.