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

35/8-1

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
35/8-1
Идентификатор записи скважины/источника
205
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Разведка
Оператор в исходном снимке
Norwegian Gulf Exploration Company AS
Дата начала бурения по данным источника
1980-07-27
Дата завершения по данным источника
1981-01-24
Широта/долгота (WGS84)
61,356843 / 3,360514
Измерения, сообщенные источником
4344.9 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
SEDCO 704

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth4 344,90 mRKB
wlbFinalVerticalDepth4 344,00 mRKB
wlbWaterDepth376,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature152,00 °CНе сообщается/не проверено
Открыть исходную запись ↗
JSON ↗Изучите измерения →API данных · 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
35/8-P-13 H1,73 km3 842 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-P-11 H1,73 km4 862 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-6 S3,48 km4 043 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-6 A3,48 km3 800 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-8 A4,03 km4 108 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-8 S4,03 km4 223 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/7-1 S7,60 km4 825 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-47,65 km3 719 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-39,18 km3 944 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-29,61 km4 336 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-Q-12 H10,63 km5 530 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
35/8-Q-12 AH10,63 km5 252 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
4344.9
Истинная вертикальная глубина (RKB)
4344
Глубина воды
376
Забойная температура
152
35/8-1 · Цифровой каротаж скважины01086217232594345NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPBRENT GPDUNLIN GPSTATFJORD GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP402 / 964
FORMATIONUTSIRA FM818 / 1 218
GROUPHORDALAND GP964 / 1 683
FORMATIONNO FORMAL NAME1 218 / 1 620
FORMATIONNO FORMAL NAME1 620 / 1 683
GROUPROGALAND GP1 683 / 1 893
FORMATIONBALDER FM1 683 / 1 745
FORMATIONSELE FM1 745 / 1 754
FORMATIONLISTA FM1 754 / 1 870
FORMATIONVÅLE FM1 870 / 1 893
GROUPSHETLAND GP1 893 / 3 180
FORMATIONJORSALFARE FM1 893 / 2 102
FORMATIONKYRRE FM2 102 / 3 047
FORMATIONTRYGGVASON FM3 047 / 3 170
FORMATIONBLODØKS FM3 170 / 3 172
FORMATIONSVARTE FM3 172 / 3 180
GROUPCROMER KNOLL GP3 180 / 3 186
FORMATIONÅSGARD FM3 180 / 3 186
GROUPVIKING GP3 186 / 3 516
FORMATIONDRAUPNE FM3 186 / 3 200
FORMATIONHEATHER FM3 200 / 3 219
FORMATIONINTRA HEATHER FM SS3 219 / 3 258
FORMATIONHEATHER FM3 258 / 3 516
GROUPBRENT GP3 516 / 3 744
FORMATIONTARBERT FM3 516 / 3 578
FORMATIONNESS FM3 578 / 3 628
FORMATIONETIVE FM3 628 / 3 680
FORMATIONRANNOCH FM3 680 / 3 743
FORMATIONBROOM FM3 743 / 3 744
GROUPDUNLIN GP3 744 / 4 093
FORMATIONDRAKE FM3 744 / 3 831
FORMATIONCOOK FM3 831 / 3 982
FORMATIONBURTON FM3 982 / 3 995
FORMATIONAMUNDSEN FM3 995 / 4 345
GROUPSTATFJORD GP4 093 / 4 345
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
7501.08observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
10401.13observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
26751.21observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
29001.29observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
31901.34observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
35701.74observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
43565 / 3575{"test-from-depth":{"value":3565,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3575,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19.5,"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":229,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":920000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.799,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.656,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":4070,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
13636 / 3645{"test-from-depth":{"value":3636,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3645,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":15.9,"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":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":204,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":651000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.804,"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":3197,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
23636 / 3645{"test-from-depth":{"value":3636,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3645,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":15.9,"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":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":204,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":651000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.804,"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":3197,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
33636 / 3645{"test-from-depth":{"value":3636,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":3645,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":15.9,"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":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":204,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":651000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.804,"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":3197,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}

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
Группа35/8-135/8-6 S35/8-6 A35/7-1 S35/8-4
NORDLAND GP402412412426394
HORDALAND GP9649639631062815
UNDEFINED GP—1442———
ROGALAND GP1682.51712171217801528
SHETLAND GP1892.51934193019911810
CROMER KNOLL GP31803521341237263213
VIKING GP3185.53610344039243465
BRENT GP3516——4293—
DUNLIN GP3744——4515—
STATFJORD GP4093————

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-P060200122,83 km60,30 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P055259153,59 km50,00 mW/m2{"qualityScores":["U3.Mx.-------"]}
R24-P038354154,50 km42,00 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 ↗