34/8-8 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: 34/8-8
Идентификатор записи скважины/источника: 2080
Сектор: Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника: Оценка
Оператор в исходном снимке: Norsk Hydro Produksjon AS
Дата начала бурения по данным источника: 1993-02-16
Дата завершения по данным источника: 1993-03-09
Широта/долгота (WGS84): 61,379004 / 2,477075
Измерения, сообщенные источником: 3624 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

Буровой операторNorsk Hydro Produksjon AS Открыть исходную запись ↗

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источником	Значение	Ссылка
wlbTotalDepth	3 624,00 m	RKB
wlbFinalVerticalDepth	3 622,00 m	RKB
wlbWaterDepth	340,50 m	Не сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature	130,00 °C	Не сообщается/не проверено

Norwegian Offshore Directorate — Wellbores ↗

Доступ к источнику: 2026-10-02

Условия повторного использования: review-source-terms

Условия источника и указание авторства ↗

Norwegian Offshore Directorate (NOD/SODIR), NLOD 2.0. Normalized by Wellficent.

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
Название	Расстояние	Измерения, сообщенные источником	Исходные каталоги
34/8-8	0,00 km	3 625 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-38 H	1,44 km	4 977 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-33 H	1,44 km	1 733 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-37 H	1,44 km	6 691 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-32 H	1,44 km	6 760 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-36 H	1,44 km	5 031 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-18 S	1,44 km	6 068 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-34 H	1,45 km	7 458 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-2 H	1,45 km	6 310 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-31 H	1,45 km	4 595 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-3 H	1,45 km	3 775 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-3 AH	1,45 km	5 433 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: 3624
Истинная вертикальная глубина (RKB): 3622
Глубина воды: 340.5
Забойная температура: 130

Глубина (м MD, RKB)

Цифровой каротаж скважины
Группа	Геологическая формация	Глубина (м MD, RKB)
GROUP	NORDLAND GP	364 / 1 190
FORMATION	UTSIRA FM	1 115 / 1 164
FORMATION	NO FORMAL NAME	1 164 / 1 368
GROUP	HORDALAND GP	1 190 / 1 829
FORMATION	NO FORMAL NAME	1 368 / 1 401
FORMATION	NO FORMAL NAME	1 401 / 1 527
FORMATION	NO FORMAL NAME	1 527 / 1 559
FORMATION	NO FORMAL NAME	1 559 / 1 829
GROUP	ROGALAND GP	1 829 / 1 998
FORMATION	BALDER FM	1 829 / 1 873
FORMATION	LISTA FM	1 873 / 1 998
GROUP	SHETLAND GP	1 998 / 2 877
FORMATION	JORSALFARE FM	1 998 / 2 231
FORMATION	KYRRE FM	2 231 / 2 877
GROUP	CROMER KNOLL GP	2 877 / 2 900
FORMATION	SOLA FM	2 877 / 2 883
FORMATION	ÅSGARD FM	2 883 / 2 900
GROUP	VIKING GP	2 900 / 2 921
FORMATION	DRAUPNE FM	2 900 / 2 902
FORMATION	HEATHER FM	2 902 / 2 921
GROUP	BRENT GP	2 921 / 3 077
FORMATION	TARBERT FM	2 921 / 2 935
FORMATION	NESS FM	2 935 / 2 967
FORMATION	ETIVE FM	2 967 / 3 007
FORMATION	RANNOCH FM	3 007 / 3 077
GROUP	DUNLIN GP	3 077 / 3 387
FORMATION	DRAKE FM	3 077 / 3 122
FORMATION	COOK FM	3 122 / 3 260
FORMATION	BURTON FM	3 260 / 3 286
FORMATION	AMUNDSEN FM	3 286 / 3 474
GROUP	STATFJORD GP	3 387 / 3 474
GROUP	HEGRE GP	3 474 / 3 624
FORMATION	LUNDE FM	3 474 / 3 624

Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)	Плотность раствора (г/см³)	Флаги качества
1000	1.47
1000	1.47
1000	1.47
2727	1.47
2877	1.63
2877	1.63
2877	1.63
2877	1.63
2877	1.63
2894	1.63
2909	1.63
2909	1.63
2909	1.63
2909	1.63
2957	1.63
2957	1.63
2957	1.63
2957	1.63
2957	1.63
2957	1.63
3111	1.63
3111	1.63
3111	1.63

Испытания скважин
Испытания скважин	Глубина (м MD, RKB)	Измерения
2	2921 / 2950	{"test-from-depth":{"value":2921,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2950,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":8,"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":23,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":112,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":956,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":147100,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.844,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.66,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":164,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
1	2960 / 2973	{"test-from-depth":{"value":2960,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2973,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.7,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":20,"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":42,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":112,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":775,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":106300,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.852,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.665,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":137,"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
Группа	34/8-8 R	34/8-8	34/8-18 S
NORDLAND GP	363.5	364	364
HORDALAND GP	1189.5	1190	1447
ROGALAND GP	1828.5	1829	2060
SHETLAND GP	1997.5	1998	2435
CROMER KNOLL GP	2876.5	2877	5679
VIKING GP	2900	2900.5	5692
BRENT GP	2920.5	2921	—
DUNLIN GP	3076.5	3077	5706
STATFJORD GP	3387.2	3387.7	5769
HEGRE GP	3473.9	3474.4	6001

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
Название	Расстояние	Подповерхностная температура и тепловой поток	Флаги качества
R24-P060200	88,43 km	60,30 mW/m2	{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}

IHFC · Global Heat Flow Database, Release 2024 (v. 2026.03) ↗

Доступ к источнику: 2026-10-04T21:47:13.346812+00:00

Условия повторного использования: CC-BY-4.0