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

6407/9-4

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
6407/9-4
Идентификатор записи скважины/источника
480
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Оценка
Оператор в исходном снимке
A/S Norske Shell
Дата начала бурения по данным источника
1985-07-04
Дата завершения по данным источника
1985-09-10
Широта/долгота (WGS84)
64,370250 / 7,720964
Измерения, сообщенные источником
1820 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
WEST VENTURE OLD

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth1 820,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth1 820,00 mRKB
wlbWaterDepth244,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature47,00 °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
6407/9-D-3 H1,18 km3 017 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-102,30 km1 800 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-F-1 H2,30 km1 800 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-G-1 H2,70 km2 664 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-U-52,71 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-U-62,79 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-U-12,79 kmНе сообщается/не проверено mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-D-2 H3,13 km2 553 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-D-1 BH3,13 km4 060 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-D-1 H3,13 km2 093 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-D-1 AH3,13 km2 680 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6407/9-13,24 km2 500 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
1820
Истинная вертикальная глубина (RKB)
1820
Глубина воды
244
Забойная температура
47
6407/9-4 · Цифровой каротаж скважины045591013651820NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPFANGST GPBÅT GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP277 / 887
FORMATIONNAUST FM277 / 887
GROUPHORDALAND GP887 / 1 402
FORMATIONBRYGGE FM887 / 1 402
GROUPROGALAND GP1 402 / 1 572
FORMATIONTARE FM1 402 / 1 443
FORMATIONTANG FM1 443 / 1 637
GROUPSHETLAND GP1 572 / 1 610
GROUPCROMER KNOLL GP1 610 / 1 637
GROUPVIKING GP1 637 / 1 660
FORMATIONSPEKK FM1 637 / 1 658
FORMATIONROGN FM1 658 / 1 660
GROUPFANGST GP1 660 / 1 767
FORMATIONGARN FM1 660 / 1 702
FORMATIONNOT FM1 702 / 1 748
FORMATIONILE FM1 748 / 1 767
GROUPBÅT GP1 767 / 1 820
FORMATIONROR FM1 767 / 1 794
FORMATIONTILJE FM1 794 / 1 820
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
2951.03zero-meaning-unresolved
3751.03zero-meaning-unresolved
375zero-meaning-unresolved
4171.06
5061.2zero-meaning-unresolved
7451.06
8201.09
8201.1zero-meaning-unresolved
8201.1zero-meaning-unresolved
8201.03zero-meaning-unresolved
8201.03zero-meaning-unresolved
8201.03zero-meaning-unresolved
8201.03zero-meaning-unresolved
820zero-meaning-unresolved
8201.3zero-meaning-unresolved
8201.3zero-meaning-unresolved
10001.35
10101.2zero-meaning-unresolved
10761.36
10761.36
10841.38
14081.4
14701.2zero-meaning-unresolved
14771.15zero-meaning-unresolved
15101.4
16351.4
16351.4
16351.4
16351.4
16351.4
16351.2zero-meaning-unresolved
16351.2zero-meaning-unresolved
16351.15zero-meaning-unresolved
16661.19
16731.15zero-meaning-unresolved
16761.19
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
16831.15zero-meaning-unresolved
17001.2
17551.15zero-meaning-unresolved
17551.15zero-meaning-unresolved
17551.15zero-meaning-unresolved
17551.15zero-meaning-unresolved
17931.13zero-meaning-unresolved
18201.2
18201.2
18201.2
18201.2
18201.2zero-meaning-unresolved
18201.2
18201.2zero-meaning-unresolved
18201.15zero-meaning-unresolved
18201.15zero-meaning-unresolved
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
21662 / 1668{"test-from-depth":{"value":1662,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":1668,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":25.4,"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":962,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":0,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"oil-density":{"value":0.82,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.82,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":36,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
11708 / 1713{"test-from-depth":{"value":1708,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":1713,"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
Группа6407/9-46407/9-106407/9-1
NORDLAND GP277294273
HORDALAND GP887878825
ROGALAND GP140213851340
SHETLAND GP157215551533
CROMER KNOLL GP161015791563
VIKING GP163716081591
FANGST GP166016651673
BÅT GP1767—1783
RED BEDS (INFORMAL)——2357

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-P0602050,05 km50,90 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P0602043,29 km55,80 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020610,25 km60,90 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06021727,02 km58,50 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020229,04 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 ↗