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

6306/10-1

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
6306/10-1
Идентификатор записи скважины/источника
1551
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Разведка
Оператор в исходном снимке
A/S Norske Shell
Дата начала бурения по данным источника
1990-09-07
Дата завершения по данным источника
1990-12-17
Широта/долгота (WGS84)
63,156938 / 6,326439
Измерения, сообщенные источником
3187 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 STENA

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth3 187,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth3 183,00 mRKB
wlbWaterDepth83,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature114,00 °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
6305/9-123,30 km2 655 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-925,63 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-625,97 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-426,48 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-526,97 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-727,22 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-127,59 km388 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-827,94 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-228,29 km352 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6206/2-U-328,96 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6205/3-129,90 km4 300 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6205/3-1 R29,90 km5 264 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
3187
Истинная вертикальная глубина (RKB)
3183
Глубина воды
83
Забойная температура
114
6306/10-1 · Цифровой каротаж скважины0797159423903187NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPFANGST GPBASEMENT
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP108 / 275
GROUPHORDALAND GP275 / 610
FORMATIONBRYGGE FM275 / 610
GROUPROGALAND GP610 / 1 285
FORMATIONTANG FM610 / 1 138
FORMATIONEGGA FM (INFORMAL)1 138 / 1 285
GROUPSHETLAND GP1 285 / 1 992
FORMATIONSPRINGAR FM1 285 / 1 525
FORMATIONNISE FM1 525 / 1 750
FORMATIONKVITNOS FM1 750 / 1 825
FORMATIONNO FORMAL NAME1 825 / 1 885
FORMATIONKVITNOS FM1 885 / 1 992
GROUPCROMER KNOLL GP1 992 / 2 692
FORMATIONLYSING FM1 992 / 1 999
FORMATIONLANGE FM1 999 / 2 692
GROUPVIKING GP2 692 / 2 781
FORMATIONMELKE FM2 692 / 2 781
GROUPFANGST GP2 781 / 2 980
FORMATIONGARN FM2 781 / 3 187
GROUPBASEMENT2 980 / 3 187
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
121zero-meaning-unresolved
175zero-meaning-unresolved
610zero-meaning-unresolved
610zero-meaning-unresolved
610zero-meaning-unresolved
610zero-meaning-unresolved
610zero-meaning-unresolved
610zero-meaning-unresolved
6101.3
10311.3
11441.3
11441.3
11721.3
12001.3
13281.3
14781.3
15101.3
15101.3
15101.3
15101.3
15101.3
15541.2
18501.2
19141.21
19901.21
20451.21
21321.25
21331.25
21331.25
21331.25
21331.25
21331.25
21331.25
21331.25
23161.25
24141.25
24971.25
25951.25
26441.35
26441.35
26551.25
26551.25
26551.25
26551.35
26551.35
26831.35
27071.35
27471.55
27831.6
28591.6
28761.6
28891.6
29081.6
29501.58
29501.58
29501.58
29501.58
29501.58
29501.58
29501.58
29501.58
29501.58
29501.58
29651.6
29761.6
30191.6
30611.6
30741.6
31241.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.6
31411.55
31581.55
31671.55
31821.55
3186.61.55
31871.55
31871.55
31871.55
31871.55
31871.55
31871.55
31871.55
31871.55
31871.55
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
12967 / 3158{"test-from-depth":{"value":2967,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3158,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":0,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"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":0,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-gas-flow":{"value":0,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"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
Группа6306/10-16305/9-1
NORDLAND GP108211
HORDALAND GP2751303
ROGALAND GP6101669
SHETLAND GP12852523
CROMER KNOLL GP1992—
VIKING GP2691.5—
FANGST GP2781—
BASEMENT2980—

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-P06494988,74 km65,00 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06486889,16 km98,00 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06494797,74 km90,00 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.

w.

Контекст за пределами устья скважины.

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

Следите через RSS ↗