2/11-4
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
- 2/11-4
- Идентификатор записи скважины/источника
- 96
- Сектор
- Нефть и газ
- Группа назначений, полученная из источника
- Оценка
- Оператор в исходном снимке
- Amoco Norway Oil Company
- Дата начала бурения по данным источника
- 1978-03-20
- Дата завершения по данным источника
- 1978-05-18
- Широта/долгота (WGS84)
- 56,246654 / 3,387094
- Измерения, сообщенные источником
- 2858 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 BETA
Роли компаний по данным источника
- Буровой операторAmoco Norway Oil CompanyОткрыть исходную запись ↗
| Измерения, сообщенные источником | Значение | Ссылка |
|---|---|---|
| wlbTotalDepth | 2 858,00 m | RKB |
| wlbWaterDepth | 69,00 m | Не сообщается/не проверено |
| wlbBottomHoleTemperature | 99,00 °C | 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 |
|---|---|---|---|
| 2/8-6 | 1,67 km | 2 669 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-U-1 | 2,46 km | 521 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-10 | 2,47 km | Не сообщается/не проверено m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-7 | 2,47 km | 5 270 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-11 | 2,48 km | 6 598 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-4 | 2,48 km | 5 346 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-4 Y2 | 2,48 km | 5 433 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-8 | 2,48 km | 4 905 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-12 | 2,48 km | 5 152 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-12 Y2 | 2,48 km | 7 030 m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-1 | 2,48 km | Не сообщается/не проверено m | Norwegian Offshore Directorate — Wellbores |
| 2/8-V-5 | 2,48 km | 5 284 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
- 2858
- Истинная вертикальная глубина (RKB)
- —
- Глубина воды
- 69
- Забойная температура
- 99
| Группа | Геологическая формация | Глубина (м MD, RKB) |
|---|---|---|
| GROUP | NORDLAND GP | 103 / 1 407 |
| GROUP | HORDALAND GP | 1 407 / 2 543 |
| GROUP | ROGALAND GP | 2 543 / 2 587 |
| FORMATION | BALDER FM | 2 543 / 2 550 |
| FORMATION | SELE FM | 2 550 / 2 565 |
| FORMATION | LISTA FM | 2 565 / 2 587 |
| GROUP | SHETLAND GP | 2 587 / 2 840 |
| FORMATION | TOR FM | 2 587 / 2 604 |
| FORMATION | HOD FM | 2 604 / 2 811 |
| FORMATION | BLODØKS FM | 2 811 / 2 815 |
| FORMATION | HIDRA FM | 2 815 / 2 840 |
| GROUP | CROMER KNOLL GP | 2 840 / 2 858 |
| FORMATION | RØDBY FM | 2 840 / 2 858 |
| Глубина (м MD, RKB) | Плотность раствора (г/см³) | Флаги качества |
|---|---|---|
| 396 | 1.52 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| 1281 | 1.14 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| 1409 | 1.2 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| 2556 | 1.76 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| 2753 | 1.77 | observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved |
| Испытания скважин | Глубина (м MD, RKB) | Измерения |
|---|---|---|
| 2 | 2588 / 2595 | {"test-from-depth":{"value":2588,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2595,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":99,"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":213,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":32000,"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,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-gas-oil-ratio":{"value":0,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]}} |
| 1 | 2698 / 2707 | {"test-from-depth":{"value":2698,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2707,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":99,"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":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 | 2/11-4 | 2/8-6 |
|---|---|---|
| NORDLAND GP | 103 | 94.5 |
| HORDALAND GP | 1407 | — |
| ROGALAND GP | 2543 | 2422 |
| SHETLAND GP | 2587 | 2463 |
| CROMER KNOLL GP | 2840 | 2627 |
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-P002604 | 20,64 km | 40,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P003263 | 32,98 km | 64,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P004054 | 33,43 km | 65,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P003261 | 36,90 km | 59,00 mW/m2 | {"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]} |
| R24-P003249 | 37,01 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.