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

6507/8-1

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
6507/8-1
Идентификатор записи скважины/источника
933
Сектор
Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника
Оценка
Оператор в исходном снимке
Den norske stats oljeselskap a.s
Дата начала бурения по данным источника
1986-10-28
Дата завершения по данным источника
1986-12-09
Широта/долгота (WGS84)
65,309460 / 7,346154
Измерения, сообщенные источником
2600 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
DYVI DELTA

Роли компаний по данным источника

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источникомЗначениеСсылка
wlbTotalDepth2 600,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth2 600,00 mRKB
wlbWaterDepth342,00 mНе сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature86,00 °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
6507/8-71,74 km2 975 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-U-22,05 km358 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-82,06 km2 855 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-72,06 km1 035 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-U-72,20 km375 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-92,24 km850 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-U-42,26 km423 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-A-562,26 km3 632 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-A-552,26 km4 763 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-A-482,26 km4 579 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-A-48 A2,26 km4 102 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
6507/7-A-542,26 km4 695 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

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

Общая глубина
2600
Истинная вертикальная глубина (RKB)
2600
Глубина воды
342
Забойная температура
86
6507/8-1 · Цифровой каротаж скважины0650130019502600NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPVIKING GPFANGST GPBÅT GP
Глубина (м MD, RKB)
Цифровой каротаж скважины
ГруппаГеологическая формацияГлубина (м MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP371 / 1 885
FORMATIONKAI FM1 462 / 1 885
GROUPHORDALAND GP1 885 / 1 970
FORMATIONBRYGGE FM1 885 / 1 970
GROUPROGALAND GP1 970 / 2 060
FORMATIONTARE FM1 970 / 2 020
FORMATIONTANG FM2 020 / 2 233
GROUPSHETLAND GP2 060 / 2 233
GROUPVIKING GP2 233 / 2 248
FORMATIONMELKE FM2 233 / 2 248
GROUPFANGST GP2 248 / 2 324
FORMATIONGARN FM2 248 / 2 294
FORMATIONNOT FM2 294 / 2 307
FORMATIONILE FM2 307 / 2 324
GROUPBÅT GP2 324 / 2 600
FORMATIONROR FM2 324 / 2 387
FORMATIONTILJE FM2 387 / 2 559
FORMATIONÅRE FM2 559 / 2 600
Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)Плотность раствора (г/см³)Флаги качества
10531.12
13981.14
16751.35
17001.35
21311.35
22171.2
22171.2
22171.2
22171.2
22171.21
22171.2
22171.2zero-meaning-unresolved
22171.2
22171.2
2217zero-meaning-unresolved
2217zero-meaning-unresolved
2217zero-meaning-unresolved
22171.2
22351.35
22621.2
Испытания скважин
Испытания скважинГлубина (м MD, RKB)Измерения
22386.4 / 2406.4{"test-from-depth":{"value":2386.4,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2406.4,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":19.1,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":6,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"final-flow-pressure":{"value":5,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"bottom-hole-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"downhole-temperature":{"value":81,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":906,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":50080,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.925,"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":55,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}
12444 / 2463{"test-from-depth":{"value":2444,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2463,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":38.1,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":3,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"final-flow-pressure":{"value":2,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"bottom-hole-pressure":{"value":17,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":85,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":715,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":31460,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.932,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.6,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":44,"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
Группа6507/8-16507/8-76507/7-86507/7-76507/7-9
NORDLAND GP371356357360370
HORDALAND GP188518201877——
ROGALAND GP197020211996.5——
SHETLAND GP206020992082——
VIKING GP22332648.52384——
FANGST GP224828202436.2——
BÅT GP2323.52899.52496.8——
CROMER KNOLL GP—2443———

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-P0602115,58 km50,40 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P0602105,99 km46,30 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020925,78 km52,30 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020830,94 km50,00 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P06020734,69 km51,90 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 ↗