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

34/8-1

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
34/8-1
Идентификатор записи скважины/источника
854
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Разведка
Оператор в исходном снимке
Norsk Hydro Produksjon AS
Дата начала бурения по данным источника
1985-11-11
Дата завершения по данным источника
1986-03-08
Широта/долгота (WGS84)
61,364367 / 2,430897
Измерения, сообщенные источником
3610 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 SCOUT

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth3 610,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth3 577,00 mRKB
wlbWaterDepth325,50 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature131,00 °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
34/8-A-14 H1,47 km3 771 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-16 DH1,48 km5 750 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-16 H1,48 km4 177 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-16 AH1,48 km4 715 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-16 BH1,48 km5 794 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-16 CH1,48 km6 477 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-17 H1,49 km7 520 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-111,49 km3 140 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-18 H1,50 km6 122 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-19 H1,51 km4 335 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-19 AH1,51 km6 260 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/8-A-19 BH1,51 km5 502 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
3610
Истинная вертикальная глубина (RKB)
3577
Глубина воды
325.5
Забойная температура
131
34/8-1 · Цифровой каротаж скважины0971194329143885NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPBRENT GPDUNLIN GPSTATFJORD GPHEGRE GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP349 / 1 136
FORMATIONUTSIRA FM1 090 / 1 826
GROUPHORDALAND GP1 136 / 1 826
GROUPROGALAND GP1 826 / 2 006
FORMATIONBALDER FM1 826 / 1 874
FORMATIONLISTA FM1 874 / 2 764
GROUPSHETLAND GP2 006 / 2 761
GROUPCROMER KNOLL GP2 761 / 2 764
GROUPVIKING GP2 764 / 2 767
FORMATIONDRAUPNE FM2 764 / 2 765
FORMATIONHEATHER FM2 765 / 2 767
GROUPBRENT GP2 767 / 2 981
FORMATIONTARBERT FM2 767 / 2 803
FORMATIONNESS FM2 803 / 2 851
FORMATIONETIVE FM2 851 / 2 900
FORMATIONRANNOCH FM2 900 / 2 980
FORMATIONBROOM FM2 980 / 2 981
GROUPDUNLIN GP2 981 / 3 324
FORMATIONDRAKE FM2 981 / 3 044
FORMATIONCOOK FM3 044 / 3 163
FORMATIONBURTON FM3 163 / 3 198
FORMATIONAMUNDSEN FM3 198 / 3 417
GROUPSTATFJORD GP3 324 / 3 417
GROUPHEGRE GP3 417 / 3 610
FORMATIONLUNDE FM3 417 / 3 610
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
4381.05
4381.05
4381.24
4381.05
5691.08
9251.11
9251.12
9251.11
9251.15
9351.21
9351.23
9351.21
9381.15
11891.18
15541.16
17701.17
17701.2
17701.2
17731.2
18211.25
19291.25
20651.26
21211.32
21791.66
22671.4
23751.53
23951.53
23981.52
24611.52
25401.51
26551.51
27371.51
27651.55
27681.69
27871.7
28071.7
28221.69
28331.7
28501.7
28501.7
28541.69
28541.66
28561.66
28561.66
28741.66
28741.66
28941.69
29001.64
29001.66
29001.66
29201.69
29201.69
29201.69
29201.69
29201.69
29201.69
29201.69
29201.66
29201.66
29201.66
29471.66
29751.66
30141.66
30191.66
30191.66
30191.66
30191.66
30191.66
30211.66
30231.66
30351.66
30441.66
30651.66
31851.66
32471.66
32781.66
33181.66
33411.66
33441.66
33441.66
33441.66
33441.68
33511.66
33511.68
33511.67
33511.67
33521.68
33681.66
34551.66
34841.67
35121.66
35281.66
36101.66
36101.66
36101.66
36101.66
36101.66
36101.66
36101.66
36101.66
36101.66
36101.66
38851.56
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
32767.9 / 2806.9{"test-from-depth":{"value":2767.9,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2806.9,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19,"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":41.4,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":102,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":447,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":952110,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.745,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.67,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":2130,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
22845.1 / 2857.1{"test-from-depth":{"value":2845.1,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2857.1,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":9.5,"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":41.6,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":105,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":429,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":248000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.834,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.66,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":579,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
12880 / 2900{"test-from-depth":{"value":2880,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2900,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":11.1,"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":42.2,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":106,"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":2400,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"gas-relative-density":{"value":0.62,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":3,"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
Группа34/8-134/8-11
NORDLAND GP348.5355
HORDALAND GP11361102
ROGALAND GP18261822
SHETLAND GP20062001
CROMER KNOLL GP27612850.5
VIKING GP2763.52852.5
BRENT GP27672868.5
DUNLIN GP2981.33010.5
STATFJORD GP3324—
HEGRE GP3417.4—

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-P06020088,42 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 ↗