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

6407/9-5

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.
    6407/9-5
    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).
    APPRAISAL
    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.
    RE-CLASS TO DEV
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/9-5
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    482-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.09.1985
    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.
    13.11.1985
    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.
    13.11.1987
    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.
    09.03.2009
    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.
    APPRAISAL
    Reklassifisert til brønnbane
    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
    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.
    NO
    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.
    LATE JURASSIC
    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.
    ROGN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    33.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    286.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1820.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    1819.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    48
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    NOT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 16' 42.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 44' 14.66'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7128824.58
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    438858.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    492

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/9-5 was the fifth well drilled on the Draugen Field in the southern Haltenbanken area. Wells 6407/9-1, 6407/9-2 and 6407/9-3 delineated an areally extensive oil accumulation in relatively thin Late Jurassic Rogn Formation sandstone. Net oil sand thicknesses in these wells were 39, 12 and 34 m respectively. The oil gravity was 40 deg API. Well 6407/9-4, located on the west flank of the northern accumulation, confirmed pinch out of the Rogn Formation and encountered similar oil in the underlying Garn formation. The initial conditions of pressure and oil water contact in this well (1638.5 m MSL were similar to those in the Rogn Formation accumulation. The objectives of well 6407/9-5 were to delineate top structure and rock qualities in the southern culmination. Prognosed TD was 1805 m in rocks of Triassic age, or a maximum depth of 4000 m.
    Operations and results
    Appraisal well 6407/9-5 was spudded with the semi-submersible installation West Venture on 12 September 1985 and drilled to TD at 1820 m in the Early Jurassic Not Formation. Drilling proceeded without serious problems, except for the sections trough glacial deposits were huge boulders caused minor problems. The well was drilled vertical. Deepest reported deviation survey was at 1675 m (1675 m TVD RKB). To this depth maximum deviation from vertical was 0.66 deg. The well was drilled with seawater and bentonite down to 811 m, with KCl/polymer mud from 811 m to 1625 m, and with chalk mud from 1625 m to TD.
    The Rogn Formation was encountered at 1654 m, 15 m deeper than prognosed. Light oil was discovered, as known from the other wells in the Draugen field. The oi1/water contact was found at 1671 m (1639 m MSL), the same contact as in the other wells drilled on the Draugen Field. Average reservoir quality over this 17 m interval was good, with a calculated hydrocarbon saturation of 76% and a porosity of 27%. Core permeabilities from the oil interval typically ranged between 1 and 10 Darcy. The base of the Rogn Formation, from 1704.0 - 1734.0 was laminated, bituminous shales with occasionally sandy and silty beds, which were strongly pyrite cemented. This interval forms a thick impermeable layer between the Rogn and the underlying Garn sands. The underlying water bearing Garn Formation contained 32 m of sandstone with 32 % average porosity. Oil shows were recorded only in the Rogn Formation reservoir from top and down to 1675 m. No shows were seen elsewhere in the well.
    Four cores were cut in the interval 1654 - 1703 m in the Rogn Formation. No fluid samples were acquired on wire line, although several attempts were made.
    On completion of the testing the well was suspended on 13 November 1985 as a possible future oil producer. It was re-entered in April 1993. It was taken in use as an oil producer and renamed 6407/9-A-55 H.
    Testing
    One DST test was performed in the interval 1654 - 1661 m (1621 to 1628 m MSL).
    The well produced up to a maximum of 1210 Sm3 oil /day of 40 deg API oil through a 1" choke. Separator GOR was measured at 18.2 Sm3/Sm3. The gas gravity was 0.818 (air = 1) with 0.35% CO2 and 0 ppm H2S. Initial reservoir pressure was calculated as 2394 psia at 1663 m (1630 m MSL). The previously established Draugen reservoir pressure of 2392 psia (at datum) was within the accuracy of the gauges.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    420.00
    1820.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1654.3
    1668.7
    [m ]
    2
    1671.0
    1672.9
    [m ]
    3
    1674.0
    1683.7
    [m ]
    4
    1685.0
    1701.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    42.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1654-1659m
    Kjerne bilde med dybde: 1659-1664m
    Kjerne bilde med dybde: 1664-1668m
    Kjerne bilde med dybde: 1671-1672m
    Kjerne bilde med dybde: 1674-1679m
    1654-1659m
    1659-1664m
    1664-1668m
    1671-1672m
    1674-1679m
    Kjerne bilde med dybde: 1679-1683m
    Kjerne bilde med dybde: 1685-1690m
    Kjerne bilde med dybde: 1690-1695m
    Kjerne bilde med dybde: 1790-1695m
    Kjerne bilde med dybde: 1695-1700m
    1679-1683m
    1685-1690m
    1690-1695m
    1790-1695m
    1695-1700m
    Kjerne bilde med dybde: 1685-1701m
    Kjerne bilde med dybde: 1700-1701m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1685-1701m
    1700-1701m

  • 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
    DST1
    1654.00
    1661.00
    30.10.1985 - 01:30
    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
    396.0
    36
    408.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    30
    408.0
    36
    408.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    801.0
    26
    811.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1617.0
    17 1/2
    1625.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1800.0
    12 1/4
    1820.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1654
    1661
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1203
    23000
    0.825
    0.785
    17

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1193
    1679
    CBL VDL
    1150
    1680
    DLL MSFL GR
    1617
    1811
    GR
    1300
    1625
    GR
    1550
    1604
    ISF LSS GR
    317
    810
    ISF LSS GR
    803
    1606
    ISF LSS GR
    1617
    1815
    LDL CNL GR
    397
    811
    LDL CNL GR
    803
    1606
    LDL CNL NGS
    1617
    1816
    RFT
    1617
    1807
    RFT
    1658
    1760
    RFT
    1658
    1760
    SHDT
    1617
    1810
    SWS
    1100
    1605
    SWS
    1618
    1807
    WST
    489
    1800

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.34

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.27
    pdf
    0.19
    pdf
    0.48

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.16
    pdf
    0.92

  • 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
    0.26
    pdf
    0.14

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    408
    1.04
    120.0
    WATER BASED
    16.09.1985
    420
    1.25
    WATER BASED
    11.11.1985
    420
    1.25
    WATER BASED
    12.11.1985
    520
    1.04
    60.0
    WATER BASED
    16.09.1985
    811
    1.09
    80.0
    WATER BASED
    17.09.1985
    811
    1.09
    120.0
    WATER BASED
    18.09.1985
    811
    1.04
    120.0
    WATER BASED
    19.09.1985
    811
    1.03
    WATER BASED
    20.09.1985
    811
    1.03
    WATER BASED
    23.09.1985
    908
    1.35
    47.0
    26.0
    WATER BASED
    23.09.1985
    1220
    1.40
    50.0
    27.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    1220
    1.40
    24.0
    24.0
    WATER BASED
    25.09.1985
    1595
    1.15
    WATER BASED
    07.11.1985
    1595
    1.15
    WATER BASED
    11.11.1985
    1616
    1.40
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    26.09.1985
    1619
    1.15
    WATER BASED
    05.11.1985
    1619
    1.15
    WATER BASED
    06.11.1985
    1625
    1.40
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    27.09.1985
    1625
    1.40
    22.0
    23.0
    WATER BASED
    30.09.1985
    1625
    1.40
    23.0
    23.0
    WATER BASED
    30.09.1985
    1654
    1.20
    16.0
    24.0
    WATER BASED
    01.10.1985
    1660
    1.19
    47.0
    27.0
    WATER BASED
    07.10.1985
    1674
    1.20
    21.0
    28.0
    WATER BASED
    02.10.1985
    1679
    1.18
    18.0
    22.0
    WATER BASED
    09.10.1985
    1684
    1.18
    13.0
    14.0
    WATER BASED
    10.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    14.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    15.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    16.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    17.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    18.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    21.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    22.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    23.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    24.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    28.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    29.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    31.10.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    04.11.1985
    1688
    1.15
    WATER BASED
    11.10.1985
    1689
    1.15
    WATER BASED
    14.10.1985
    1703
    1.20
    22.0
    29.0
    WATER BASED
    03.10.1985
    1788
    1.19
    20.0
    27.0
    WATER BASED
    08.10.1985
    1820
    1.20
    21.0
    29.0
    WATER BASED
    04.10.1985
    1820
    1.20
    23.0
    23.0
    WATER BASED
    07.10.1985

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1290.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1350.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1380.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1410.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1657.5
    [m]
    C
    APT
    1660.8
    [m]
    C
    APT
    1672.4
    [m]
    C
    APT
    1674.3
    [m]
    C
    APT
    1683.3
    [m]
    C
    APT
    1699.7
    [m]
    C
    APT
    1700.4
    [m]
    C
    APT
    1700.7
    [m]
    C
    APT
    1701.0
    [m]
    C
    APT
    1701.4
    [m]
    C
    APT

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1638.00
    [m ]