31/4-8
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
- 31/4-8
- Идентификатор записи скважины/источника
- 312
- Сектор
- Нефть и газ
- Группа назначений, полученная из источника
- Оценка
- Оператор в исходном снимке
- Norsk Hydro Produksjon AS
- Дата начала бурения по данным источника
- 1986-03-21
- Дата завершения по данным источника
- 1986-05-11
- Широта/долгота (WGS84)
- 60,522487 / 3,000965
- Измерения, сообщенные источником
- 2611 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
- TREASURE HUNTER
Роли компаний по данным источника
- Буровой операторNorsk Hydro Produksjon ASОткрыть исходную запись ↗
| Измерения, сообщенные источником | Значение | Ссылка |
|---|---|---|
| wlbTotalDepth | 2 611,00 m | RKB |
| wlbFinalVerticalDepth | 2 611,00 m | RKB |
| wlbWaterDepth | 124,00 m | Не сообщается/не проверено |
Norwegian Offshore Directorate — Wellbores ↗
Доступ к источнику:
Условия повторного использования: review-source-terms
Условия источника и указание авторства ↗Norwegian Offshore Directorate (NOD/SODIR), NLOD 2.0. Normalized by Wellficent.
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.
| Название | Расстояние | Измерения, сообщенные источником | Исходные каталоги |
|---|---|---|---|
| 31/4-6 | 1,65 km | 2 447 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 30/6-8 | 2,25 km | 3 600 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-U-4 | 3,23 km | 91 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-U-8 | 3,23 km | 49 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-13 | 3,26 km | 3 803 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-13 A | 3,26 km | 4 894 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-13 B | 3,26 km | 4 600 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-13 C | 3,26 km | 7 799 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-13 D | 3,26 km | 8 501 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-13 E | 3,26 km | 9 050 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-13 F | 3,26 km | 7 571 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 31/4-A-9 | 3,27 km | 6 602 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
- 2611
- Истинная вертикальная глубина (RKB)
- 2611
- Глубина воды
- 124
- Забойная температура
- —
| Группа | Геологическая формация | Глубина (м MD, RKB) |
|---|---|---|
| GROUP | NORDLAND GP | 149 / 827 |
| FORMATION | UTSIRA FM | 668 / 1 837 |
| GROUP | HORDALAND GP | 827 / 1 837 |
| GROUP | ROGALAND GP | 1 837 / 2 024 |
| FORMATION | BALDER FM | 1 837 / 1 900 |
| FORMATION | SELE FM | 1 900 / 1 937 |
| FORMATION | LISTA FM | 1 937 / 2 085 |
| GROUP | SHETLAND GP | 2 024 / 2 079 |
| GROUP | CROMER KNOLL GP | 2 079 / 2 085 |
| GROUP | VIKING GP | 2 085 / 2 117 |
| FORMATION | DRAUPNE FM | 2 085 / 2 088 |
| FORMATION | FENSFJORD FM | 2 088 / 2 117 |
| GROUP | DUNLIN GP | 2 117 / 2 346 |
| FORMATION | DRAKE FM | 2 117 / 2 222 |
| FORMATION | COOK FM | 2 222 / 2 255 |
| FORMATION | AMUNDSEN FM | 2 255 / 2 438 |
| GROUP | STATFJORD GP | 2 346 / 2 438 |
| GROUP | HEGRE GP | 2 438 / 2 611 |
| FORMATION | LUNDE FM | 2 438 / 2 611 |
| Глубина (м MD, RKB) | Плотность раствора (г/см³) | Флаги качества |
|---|---|---|
| 190 | 1.03 | zero-meaning-unresolved |
| 236 | 1.03 | zero-meaning-unresolved |
| 240 | 1.1 | zero-meaning-unresolved |
| 242 | 1.03 | zero-meaning-unresolved |
| 242 | zero-meaning-unresolved | |
| 507 | 1.03 | zero-meaning-unresolved |
| 609 | 1.03 | zero-meaning-unresolved |
| 900 | 1.03 | zero-meaning-unresolved |
| 900 | zero-meaning-unresolved | |
| 903 | 1.2 | |
| 1231 | 1.26 | |
| 1506 | 1.35 | |
| 1828 | 1.35 | |
| 2015 | 1.35 | |
| 2030 | zero-meaning-unresolved | |
| 2030 | 1.4 | |
| 2030 | zero-meaning-unresolved | |
| 2044 | 1.21 | |
| 2222 | 1.21 | |
| 2340 | 1.21 | |
| 2347 | 1.2 | |
| 2359 | 1.2 | |
| 2391 | 1.2 | |
| 2414 | 1.21 | |
| 2444 | 1.2 | |
| 2487 | 1.2 | |
| 2553 | 1.2 | |
| 2553 | zero-meaning-unresolved | |
| 2553 | zero-meaning-unresolved | |
| 2553 | zero-meaning-unresolved | |
| 2553 | zero-meaning-unresolved | |
| 2553 | zero-meaning-unresolved | |
| 2553 | zero-meaning-unresolved | |
| 2553 | zero-meaning-unresolved | |
| 2556 | 1.2 | |
| 2570 | 1.2 | |
| 2570 | zero-meaning-unresolved | |
| 2570 | zero-meaning-unresolved | |
| 2570 | zero-meaning-unresolved | |
| 2572 | 1.2 | |
| 2611 | 1.2 |
| Испытания скважин | Глубина (м MD, RKB) | Измерения |
|---|---|---|
| 1 | 2349.1 / 2397.6 | {"test-from-depth":{"value":2349.1,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2397.6,"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":95,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":503,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":19900,"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":0.82,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":40,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}} |
| 2 | 2421.7 / 2437.4 | {"test-from-depth":{"value":2421.7,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2437.4,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":50.8,"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":98,"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.
| Группа | 31/4-8 | 31/4-6 | 30/6-8 | 31/4-A-13 C |
|---|---|---|---|---|
| NORDLAND GP | 149 | 155 | 146 | — |
| HORDALAND GP | 827 | 854 | 862.5 | — |
| ROGALAND GP | 1837 | 1810 | 1915.5 | 3573 |
| SHETLAND GP | 2024 | 2061 | 2201.5 | 4706 |
| CROMER KNOLL GP | 2079 | 2109 | 2304 | 5023 |
| VIKING GP | 2085 | 2122.5 | 2380 | 5053 |
| DUNLIN GP | 2117 | 2380 | 3171 | 7225 |
| BRENT GP | — | 2317.5 | 3024 | 7010 |
| STATFJORD GP | 2346 | — | 3532 | 7704 |
| HEGRE GP | 2438 | — | — | — |
Подповерхностная температура и тепловой поток
Сравните забойную температуру с глубиной и изучите измеренный тепловой поток вблизи скважин для оценки возможности их геотермального использования.
| Название | Расстояние | Подповерхностная температура и тепловой поток | Флаги качества |
|---|---|---|---|
| R24-P055259 | 126,68 km | 50,00 mW/m2 | {"qualityScores":["U3.Mx.-------"]} |
| R24-P038356 | 134,60 km | 44,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P038365 | 185,44 km | 57,00 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.