Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/4-1

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/4-1
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/4-1
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    69-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    162
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.07.1972
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    09.12.1972
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    09.12.1974
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    15.02.2006
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    PALEOCENE
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    HEIMDAL FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    VESTLAND GP
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    STATFJORD GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    122.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4060.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    130
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 34' 27.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 13' 22.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6604408.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    456100.43
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    359

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/4-1 is the discovery well on the Heimdal Field. The primary objective was Paleocene sand development (which was confirmed by the well), while Jurassic sands were regarded as a secondary objective. Planned depth was 3500 m.
    The well is Type Well for the Heimdal Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 25/4-1 was spudded with the semi-submersible installation Neptune 7 on 1 July 1972 and drilled to TD at 4060 m in the Triassic Smith Bank Formation. From 2600 m to 3580 m the well built some angle (maximum 5 deg), resulting in a 3 m deviation between measured and true vertical depth at 3580 m. In addition, logger's depth is 6 m deeper than driller's depth from seabed to 3525 m. Below 3525 m driller's depth is equal to logger's depth. This history quotes logger’s depth if not otherwise stated. While drilling at 3178 m the well started to flow and a lost circulation situation followed. The situation was adequately dealt with. The well was drilled water based all through.
    The well penetrated a 356 m thick Heimdal Formation from 2067 m to 2423 m. The reservoir was composed of more or less unconsolidated sands with interbedded shales and carbonates. The formation was gas filled down to a gas/oil contact at 2173 and contained oil in a thin zone down to a shale at 2177 m. The OWC could not be seen in the well. The upper Cenomanian rested unconformably on a 14 m thick Oxfordian/Callovian Draupne Formation sequence, which in turn rested unconformably on the Middle Jurassic Vestland Group at 3185 m. Several permeable reservoirs were penetrated from 3185 m to 3512.5 m (3179 m to 3506.5 m drillers depth) in the Middle Jurassic to Late Triassic. Four of these were hydrocarbon bearing, with separate fluid contacts. Oil was found from 3185 m to an OWC at 3195 m in the Hugin and Sleipner formations. The Statfjord Formation held gas from 3292.5 m to a GOC at 3297 m with oil from 3297 m to an OWC at 3303.5 m. In addition, a thin gas zone was found further down in the Statfjord Formation, from 3508 m to 3512.5 m. No contact was seen here. Finally the Late Triassic Smith Bank Formation had gas in a thin zone from 3532 m down to a GWC at 3533.5 m.
    An extensive coring programme was carried out with 18 cores and a total of 254 m core recovered. Cores were cut in the Balder Formation (core 1), Heimdal Formation (cores 2, 3, and 4), Tryggvason Formation (core 5), and the Sleipner and Statfjord formations (cores 6 to 18).
    Four drill stem tests were conducted. DST 1/Statfjord flowed from the interval 3307 m to 3321 m (3301 m to 3315 m drillers depth) in the Statfjord Formation and produced only 50 Sm3 water. The DST temperature was 112 °C. DST 2 in Sleipner produced only water and filtrate without any hydrocarbons. DST 3 flowed from the interval 3185 m to 3190 m (3179 m to 3184 m drillers depth) near top Sleipner Formation and produced 190000 Sm3 gas, 74 Sm3 oil and 384 Sm3 water pr day through a 1" choke. The DST temperature was 104 °C. DST 4 (called DST 1/Heimdal in well reports) flowed from the interval 2115 m to 2128 m in the Heimdal Formation and produced 952000 Sm3 gas and 85 Sm3 condensate pr day through a 1" choke. The temperature in this test, measured at 2099 m, was 71 °C.
    choke. DST 1/Statfjord flowed from the interval 3307 m to 3321 m (3301 m to 3315 m drillers depth) in the Statfjord Formation and produced only 50 Sm3 water.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    450.00
    4060.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1936.0
    1944.0
    [m ]
    2
    2078.0
    2095.3
    [m ]
    3
    2096.0
    2114.0
    [m ]
    4
    2409.4
    2413.5
    [m ]
    5
    3088.0
    3092.5
    [m ]
    6
    3188.0
    3195.0
    [m ]
    7
    3195.0
    3204.0
    [m ]
    8
    3204.0
    3222.4
    [m ]
    9
    3222.4
    3234.8
    [m ]
    10
    3288.0
    3306.0
    [m ]
    11
    3306.0
    3316.0
    [m ]
    12
    3316.0
    3333.9
    [m ]
    13
    3334.0
    3352.0
    [m ]
    14
    3370.0
    3388.0
    [m ]
    15
    3388.0
    3406.0
    [m ]
    16
    3407.3
    3418.0
    [m ]
    17
    3418.0
    3436.0
    [m ]
    18
    3436.0
    3454.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    245.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    WATER
    YES

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    181.0
    36
    182.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    442.0
    26
    450.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1917.0
    17 1/2
    1920.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2942.0
    12 1/4
    2950.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3524.0
    8 1/2
    3524.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3300
    3314
    0.0
    2.0
    3208
    3213
    0.0
    3.0
    3179
    3184
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    29.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3.0
    74
    180000
    0.797
    2432

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1850
    2946
    CNT FDC
    2946
    3527
    FDC CNT GR
    1922
    2626
    GR
    120
    1915
    GR CBL CCL
    2877
    3523
    GR SL
    1922
    2626
    GR SL
    2946
    3173
    GR SL
    3150
    3423
    GR SL
    3150
    3525
    GR SL
    3525
    4055
    HDT
    1922
    2626
    HDT
    2946
    3485
    IES
    441
    1915
    IES
    1922
    2626
    IES
    2590
    2950
    IES
    2946
    3173
    IES
    2946
    3528
    IES
    3150
    3423
    IES
    3525
    4061
    LL9
    1922
    2626
    LL9
    2946
    3520
    ML MLL
    1922
    2626
    ML MLL
    2946
    3530
    ML MLL
    3526
    4060
    SL
    441
    1915
    SL GR
    2590
    2950

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.07
    pdf
    1.14
    pdf
    1.58

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.98
    pdf
    1.89

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    170
    1.05
    seawater
    450
    1.15
    seawater
    1800
    1.25
    50.0
    seawater
    2800
    1.25
    50.0
    seawater
    3500
    2.10
    seawater

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1610.0
    [m]
    DC
    OD
    1620.0
    [m]
    DC
    OD
    1640.0
    [m]
    DC
    OD
    1660.0
    [m]
    DC
    OD
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1690.0
    [m]
    DC
    OD
    1720.0
    [m]
    DC
    OD
    1740.0
    [m]
    DC
    OD
    1760.0
    [m]
    DC
    OD
    1780.0
    [m]
    DC
    OD
    1800.0
    [m]
    DC
    OD
    1820.0
    [m]
    DC
    OD
    1840.0
    [m]
    DC
    OD
    1860.0
    [m]
    DC
    OD
    1880.0
    [m]
    DC
    OD
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    1920.0
    [m]
    DC
    OD
    1945.0
    [m]
    DC
    OD
    1960.0
    [m]
    DC
    OD
    1980.0
    [m]
    DC
    OD
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2020.0
    [m]
    DC
    OD
    2040.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2075.0
    [m]
    DC
    OD
    2088.0
    [m]
    DC
    OD
    2115.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2220.0
    [m]
    DC
    OD
    2245.0
    [m]
    DC
    OD
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2280.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2340.0
    [m]
    DC
    OD
    2360.0
    [m]
    DC
    OD
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2400.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2460.0
    [m]
    DC
    OD
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2515.0
    [m]
    DC
    OD
    2540.0
    [m]
    DC
    OD
    2560.0
    [m]
    DC
    OD
    2570.0
    [m]
    DC
    OD
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    3705.0
    [m]
    DC
    3725.0
    [m]
    DC
    3745.0
    [m]
    DC
    3765.0
    [m]
    DC
    3785.0
    [m]
    DC
    3805.0
    [m]
    DC
    3825.0
    [m]
    DC
    3845.0
    [m]
    DC
    3865.0
    [m]
    DC
    3885.0
    [m]
    DC
    3905.0
    [m]
    DC
    3925.0
    [m]
    DC
    3945.0
    [m]
    DC
    3965.0
    [m]
    DC
    3985.0
    [m]
    DC
    4005.0
    [m]
    DC
    4025.0
    [m]
    DC
    4035.0
    [m]
    DC
    4055.0
    [m]
    DC

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2104.00
    [m ]
    2412.00
    [m ]
    3222.00
    [m ]
    3229.00
    [m ]
    3229.00
    [m ]
    3230.00
    [m ]
    3295.00
    [m ]
    3224.00
    [m ]
    3296.00
    [m ]
    3380.00
    [m ]
    3298.00
    [m ]
    3298.00
    [m ]
    3324.00
    [m ]