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

34/7-16 R

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
34/7-16
Идентификатор записи скважины/источника
1677
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Оценка
Оператор в исходном снимке
Saga Petroleum ASA
Дата начала бурения по данным источника
1990-09-04
Дата завершения по данным источника
1990-10-15
Широта/долгота (WGS84)
61,386464 / 2,114650
Измерения, сообщенные источником
2980 m MD · RKB
Статус по данным источника
SUSPENDED
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 980,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth2 978,00 mRKB
wlbWaterDepth286,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature106,00 °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
34/7-160,00 km2 700 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-16 R20,00 km2 979 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-5 H0,97 km3 500 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-5 AH0,97 km3 930 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-1 H1,00 km4 431 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-1 AH1,00 km3 234 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-2 H1,00 km3 220 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-2 AH1,00 km4 671 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-4 H1,01 km4 220 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-3 H1,01 km4 715 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-3 AH1,01 km6 085 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-C-3 BH1,01 km5 538 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
2980
Истинная вертикальная глубина (RKB)
2978
Глубина воды
286
Забойная температура
106
34/7-16 R · Цифровой каротаж скважины0745149022352980NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPBRENT GPDUNLIN GPSTATFJORD GPHEGRE GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP312 / 1 083
FORMATIONUTSIRA FM1 066 / 1 272
GROUPHORDALAND GP1 083 / 1 679
FORMATIONNO FORMAL NAME1 272 / 1 308
FORMATIONNO FORMAL NAME1 308 / 1 514
FORMATIONNO FORMAL NAME1 514 / 1 561
FORMATIONNO FORMAL NAME1 561 / 1 679
GROUPROGALAND GP1 679 / 1 862
FORMATIONBALDER FM1 679 / 1 735
FORMATIONLISTA FM1 735 / 1 862
GROUPSHETLAND GP1 862 / 2 380
FORMATIONJORSALFARE FM1 862 / 2 151
FORMATIONKYRRE FM2 151 / 2 380
GROUPCROMER KNOLL GP2 380 / 2 391
FORMATIONRØDBY FM2 380 / 2 387
FORMATIONMIME FM2 387 / 2 391
GROUPBRENT GP2 391 / 2 515
FORMATIONETIVE FM2 391 / 2 435
FORMATIONRANNOCH FM2 435 / 2 515
GROUPDUNLIN GP2 515 / 2 821
FORMATIONDRAKE FM2 515 / 2 604
FORMATIONCOOK FM2 604 / 2 661
FORMATIONBURTON FM2 661 / 2 686
FORMATIONAMUNDSEN FM2 686 / 2 945
GROUPSTATFJORD GP2 821 / 2 945
GROUPHEGRE GP2 945 / 2 980
FORMATIONLUNDE FM2 945 / 2 980
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
3621.55
24001.68
24001.68
24001.45
24001.68
24001.53
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.65
26861.67
26861.67zero-meaning-unresolved
26861.67zero-meaning-unresolved
26861.65
28851.65
28851.65
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
22401 / 2414{"test-from-depth":{"value":2401,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2414,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.7,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":15.9,"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":36.2,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":89,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":1310,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":62040,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.86,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.71,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":47,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
12454 / 2458{"test-from-depth":{"value":2454,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2458,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":111,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":13.2,"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":36.6,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":90,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":950,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":52250,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.86,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.71,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":55,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
32821 / 2837{"test-from-depth":{"value":2821,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2837,"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":102,"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":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
Группа34/7-16 R34/7-1634/7-16 R2
NORDLAND GP312311311
HORDALAND GP1082.510821081.5
ROGALAND GP167916781678
SHETLAND GP186218611861
CROMER KNOLL GP238023792379
BRENT GP239123902390
DUNLIN GP251525142514
STATFJORD GP2821—2820
HEGRE GP2945—2944

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-P06020078,26 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 ↗