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

6407/7-4

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
6407/7-4
Идентификатор записи скважины/источника
1360
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Оценка
Оператор в исходном снимке
Norsk Hydro Produksjon AS
Дата начала бурения по данным источника
1989-01-13
Дата завершения по данным источника
1989-03-28
Широта/долгота (WGS84)
64,261747 / 7,222064
Измерения, сообщенные источником
3211 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
POLAR PIONEER

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth3 211,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth3 204,00 mRKB
wlbWaterDepth329,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature122,00 °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
6407/7-4 R0,00 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-9 H1,42 km6 602 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-9 AH1,42 km4 726 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-9 BH1,42 km4 852 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-8 H1,43 km3 625 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-8 AH1,43 km5 278 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-10 H1,43 km3 764 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-10 AH1,43 km4 407 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-10 BY1H1,43 km6 115 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-10 BY2H1,43 km4 833 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-10 BY3H1,43 km5 108 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/7-A-7 H1,43 km3 880 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
3211
Истинная вертикальная глубина (RKB)
3204
Глубина воды
329
Забойная температура
122
6407/7-4 · Цифровой каротаж скважины0803160624083211NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPFANGST GPBÅT GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP352 / 1 150
FORMATIONNAUST FM352 / 1 094
FORMATIONKAI FM1 094 / 1 150
GROUPHORDALAND GP1 150 / 1 735
FORMATIONBRYGGE FM1 150 / 1 735
GROUPROGALAND GP1 735 / 1 990
FORMATIONTARE FM1 735 / 1 794
FORMATIONTANG FM1 794 / 1 990
GROUPSHETLAND GP1 990 / 2 631
FORMATIONSPRINGAR FM1 990 / 1 999
FORMATIONNISE FM1 999 / 2 200
FORMATIONKVITNOS FM2 200 / 2 631
GROUPCROMER KNOLL GP2 631 / 2 844
FORMATIONLANGE FM2 631 / 2 844
GROUPVIKING GP2 844 / 2 860
FORMATIONSPEKK FM2 844 / 2 855
FORMATIONMELKE FM2 855 / 2 860
GROUPFANGST GP2 860 / 2 896
FORMATIONNOT FM2 860 / 2 874
FORMATIONILE FM2 874 / 2 896
GROUPBÅT GP2 896 / 3 211
FORMATIONROR FM2 896 / 2 973
FORMATIONTILJE FM2 973 / 3 139
FORMATIONÅRE FM3 139 / 3 211
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
3661.05
3901.05
4191.05
4401.05
5001.47
5241.05
5381.05
5381.2
9381.22
11151.2
11151.23
15701.6
19591.6
21971.6
22731.6
22931.6
23301.6
23301.6
23301.6
23331.6
23871.6
23991.6
23991.6
24041.6
24041.6
24811.6
25801.6
26451.6
27031.6
27751.6
28081.6
28081.6
28081.6
28081.6
28081.6
28081.6
28081.6
28081.6
28081.47
28771.47
29201.47
29491.47
29741.47
30101.47
30401.47
30681.47
31011.47
31211.47
31211.47
31211.47
31211.47
31211.47
31291.47
31711.47
31711.47
31711.47
31711.47
31711.47
31711.47
31711.47
31711.47
31821.47
32111.47
32111.47
32111.47
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
22999 / 3008{"test-from-depth":{"value":2999,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3008,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":7.9,"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":115,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":242,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":46000,"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":0.74,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":185,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
33028 / 3071{"test-from-depth":{"value":3028,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3071,"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":117,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":740,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":125000,"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":0.72,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":169,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
13126 / 3138.5{"test-from-depth":{"value":3126,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3138.5,"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":119,"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":424,"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":0.69,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":0,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]}}

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-P0602171,69 km58,50 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P0602022,19 km60,30 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P0602033,94 km58,70 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06495221,08 km85,00 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020624,91 km60,90 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 ↗