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

1/2-1

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.
    1/2-1
    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.
    1/2-1
    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.
    Phillips Petroleum Norsk AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    604-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.03.1989
    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.
    04.06.1989
    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.
    04.06.1991
    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.
    19.12.2007
    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
    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.
    FORTIES FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    72.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3574.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    147
    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.
    CAMPANIAN
    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.
    TOR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 53' 15.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 28' 35.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6305128.26
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    468106.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1382

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/2-1 is located in the Central Graben, about 200 m from the UK border in the North Sea. The main objective was Paleocene sands of the Rogaland Group. The secondary target was the chalk formations, although these were possibly not enough fractured to represent a reservoir.
    Operations and results
    Wildcat well 1/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle on 20 March 1989 and drilled to TD at 3574 m in the Late Cretaceous Tor Formation. While cutting of core no 7, the elevators accidentally opened and dropped the string. Two attempts were made to recover the string with no success. The hole was sidetracked from 3078.5 m and core no 8 was cut. The well was drilled with seawater down to 645 m, with native mud (water mixed with clays from the borehole itself) from 645 m to1525 m, and with seawater from 1525 m to TD. No shallow gas was detected in the hole.
    The Forties Formation came in at 3121 m. The formation was hydrocarbon bearing down to 3142.5 m as confirmed by both electric logs and the RFT pressure gradient. The reservoir sandstones of the Forties Formation showed good to excellent reservoir properties. Average core porosity was 18.5% and test permeability was measured to 49 mD.
    Shows on cores were recorded down to core # 8 where they gradually decreased to zero at 3166 m. From the RFT data two water gradients were identified below the oil zone. A shift of 8 psi between them suggested the existence of an impermeable barrier around 3160.2 and 3162 m. Core saturations and fluorescence indicated the potential existence of a thin (4 m) oil zone below this barrier. This zone was not identified from the logs and was not evaluated for a test due to lack of data at that point.
    The Ekofisk formation was encountered at 3407 m, and the Tor formation at 3514 m. Both formations were water bearing.
    A total of 8 cores were cut in the Forties Formation, seven in the first hole and the eighth in the sidetrack. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 4 June 1989 as an oil/gas discovery.
    Testing
    Two intervals were perforated and tested with the intention to first test the oil zone and then open up a deeper zone to produce and sample formation water. The perforated intervals were 3122 - 3137 m in the oil zone and 3145.5 - 3157.7 m in the water zone. The oil test produced up to 859 Sm3 oil and 57200 Sm3 gas/day on a 64/64" choke. The GOR was 67 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 42.5 deg API. The maximum temperature recorded during the test was 133.8 deg C. Analysis of the final co-mingled oil + water test confirmed that the lower perforation interval produced only water. This confirmed the contact at 3142.5 m to be an OWC.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    658.36
    3573.78

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    10208.0
    10208.4
    [ft ]
    2
    10216.0
    10233.0
    [ft ]
    4
    10256.0
    10286.0
    [ft ]
    5
    10286.0
    10358.0
    [ft ]
    6
    10358.0
    10364.6
    [ft ]
    7
    10368.0
    10377.6
    [ft ]
    8
    10368.0
    10395.3
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    49.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 10208-10228ft
    Kjerne bilde med dybde: 19228-10262ft
    Kjerne bilde med dybde: 10262-10277ft
    Kjerne bilde med dybde: 10277-10292ft
    Kjerne bilde med dybde: 10292-10307ft
    10208-10228ft
    19228-10262ft
    10262-10277ft
    10277-10292ft
    10292-10307ft
    Kjerne bilde med dybde: 10307-10322ft
    Kjerne bilde med dybde: 10322-10337ft
    Kjerne bilde med dybde: 10337-10352ft
    Kjerne bilde med dybde: 10352-10364ft
    Kjerne bilde med dybde: 10368-10377ft
    10307-10322ft
    10322-10337ft
    10337-10352ft
    10352-10364ft
    10368-10377ft
    Kjerne bilde med dybde: 10368-10383ft
    Kjerne bilde med dybde: 10383-10395ft
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    10368-10383ft
    10383-10395ft

  • 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
    3122.30
    3137.00
    27.05.1989 - 06:00
    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
    170.0
    36
    171.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    645.0
    26
    648.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1524.0
    17 1/2
    1531.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3052.0
    12 1/4
    3056.0
    1.88
    LOT
    LINER
    7
    3569.0
    8 1/2
    3576.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3122
    3137
    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
    859
    57000
    0.810
    66

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    666
    3557
    DIL SLS GR
    645
    3052
    DLL MSFL GR
    3052
    3572
    FMS GR
    3052
    3576
    LDL CNL NGT
    645
    3575
    MWD - GR RES DIR
    308
    5023
    RFT GR
    3059
    3208
    SLS GR
    3052
    3573
    TEST
    1
    2
    TEST
    2
    3
    TEST4
    0
    0
    VSP
    631
    3468

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    94
    1777
    3059
    3059
    3121
    3275
    3335
    3407
    3407
    3514

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.17
    pdf
    3.41

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.76
    pdf
    155.63

  • 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
    0.17

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    171
    1.04
    WATER BASED
    29.03.1989
    279
    1.04
    WATER BASED
    29.03.1989
    546
    1.04
    WATER BASED
    29.03.1989
    564
    1.04
    WATER BASED
    29.03.1989
    648
    1.04
    WATER BASED
    29.03.1989
    650
    1.04
    WATER BASED
    29.03.1989
    651
    1.05
    14.0
    5.7
    WATER BASED
    30.03.1989
    1197
    1.16
    62.0
    1.9
    WATER BASED
    31.03.1989
    1531
    1.44
    21.0
    3.4
    WATER BASED
    04.04.1989
    1531
    1.44
    8.0
    16.3
    WATER BASED
    03.04.1989
    1531
    1.44
    9.0
    14.4
    WATER BASED
    03.04.1989
    1531
    1.44
    35.0
    3.8
    WATER BASED
    03.04.1989
    1783
    1.44
    20.0
    3.8
    WATER BASED
    05.04.1989
    2199
    1.50
    23.0
    10.5
    WATER BASED
    06.04.1989
    2504
    1.53
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    07.04.1989
    2906
    1.58
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    10.04.1989
    3050
    1.62
    11.0
    7.7
    WATER BASED
    10.04.1989
    3056
    1.62
    15.0
    7.7
    WATER BASED
    11.04.1989
    3056
    1.62
    15.0
    7.7
    WATER BASED
    11.04.1989
    3056
    1.64
    11.0
    5.7
    WATER BASED
    12.04.1989
    3056
    1.64
    13.0
    5.7
    WATER BASED
    14.04.1989
    3056
    1.64
    13.0
    4.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3056
    1.64
    13.0
    4.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3056
    1.64
    13.0
    4.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3056
    1.62
    14.0
    7.2
    WATER BASED
    10.04.1989
    3056
    1.64
    12.0
    5.7
    WATER BASED
    13.04.1989
    3059
    1.61
    18.0
    6.2
    WATER BASED
    27.04.1989
    3071
    1.61
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    26.04.1989
    3109
    1.64
    16.0
    8.1
    WATER BASED
    17.04.1989
    3109
    1.64
    16.0
    8.1
    WATER BASED
    17.04.1989
    3109
    1.64
    14.0
    7.7
    WATER BASED
    17.04.1989
    3109
    1.64
    14.0
    7.7
    WATER BASED
    17.04.1989
    3109
    1.64
    16.0
    8.1
    WATER BASED
    17.04.1989
    3109
    1.64
    14.0
    7.7
    WATER BASED
    17.04.1989
    3114
    1.64
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    19.04.1989
    3117
    1.61
    18.0
    6.7
    WATER BASED
    28.04.1989
    3125
    1.64
    19.0
    8.1
    WATER BASED
    19.04.1989
    3126
    1.63
    19.0
    6.7
    WATER BASED
    20.04.1989
    3144
    1.61
    21.0
    4.8
    WATER BASED
    02.05.1989
    3154
    1.62
    20.0
    5.7
    WATER BASED
    21.04.1989
    3160
    1.61
    21.0
    6.7
    WATER BASED
    24.04.1989
    3160
    1.61
    21.0
    6.7
    WATER BASED
    02.05.1989
    3164
    1.61
    18.0
    6.2
    WATER BASED
    24.04.1989
    3164
    1.61
    18.0
    5.7
    WATER BASED
    24.04.1989
    3164
    1.61
    19.0
    5.7
    WATER BASED
    26.04.1989
    3170
    1.61
    22.0
    6.2
    WATER BASED
    02.05.1989
    3185
    1.09
    6.0
    5.3
    WATER BASED
    22.05.1989
    3247
    1.58
    23.0
    6.2
    WATER BASED
    02.05.1989
    3320
    1.56
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    03.05.1989
    3361
    1.57
    21.0
    7.7
    WATER BASED
    08.05.1989
    3361
    1.57
    22.0
    10.5
    WATER BASED
    08.05.1989
    3361
    1.56
    20.0
    7.7
    WATER BASED
    05.05.1989
    3361
    1.56
    22.0
    7.2
    WATER BASED
    05.05.1989
    3384
    1.57
    21.0
    8.1
    WATER BASED
    08.05.1989
    3460
    1.56
    19.0
    7.7
    WATER BASED
    10.05.1989
    3488
    1.57
    21.0
    7.7
    WATER BASED
    10.05.1989
    3517
    1.59
    17.0
    6.7
    WATER BASED
    19.05.1989
    3517
    1.38
    14.0
    4.3
    WATER BASED
    23.05.1989
    3517
    1.38
    13.0
    3.8
    WATER BASED
    24.05.1989
    3517
    1.38
    12.0
    3.8
    WATER BASED
    26.05.1989
    3517
    1.38
    12.0
    2.9
    WATER BASED
    29.05.1989
    3517
    1.38
    12.0
    2.9
    WATER BASED
    29.05.1989
    3517
    1.38
    12.0
    3.8
    WATER BASED
    29.05.1989
    3517
    1.38
    16.0
    3.8
    WATER BASED
    30.05.1989
    3517
    1.44
    14.0
    3.8
    WATER BASED
    31.05.1989
    3517
    1.44
    14.0
    3.8
    WATER BASED
    01.06.1989
    3517
    1.44
    WATER BASED
    05.06.1989
    3517
    1.59
    17.0
    5.7
    WATER BASED
    22.05.1989
    3517
    1.38
    13.0
    WATER BASED
    25.05.1989
    3529
    1.56
    18.0
    8.6
    WATER BASED
    11.05.1989
    3574
    1.59
    22.0
    8.1
    WATER BASED
    16.05.1989
    3574
    1.59
    21.0
    8.6
    WATER BASED
    16.05.1989
    3574
    1.59
    21.0
    8.1
    WATER BASED
    16.05.1989
    3574
    1.59
    21.0
    8.6
    WATER BASED
    18.05.1989
    3574
    1.59
    19.0
    8.1
    WATER BASED
    18.05.1989
    3574
    1.59
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    18.05.1989
    3574
    1.57
    19.0
    8.1
    WATER BASED
    12.05.1989

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3163.1
    [m]
    C
    HYDRO
    8880.0
    [ft]
    DC
    SSI
    8940.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9000.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9060.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9120.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9180.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9240.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9300.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9363.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    9420.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9480.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9540.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9585.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    9600.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9660.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9684.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    9720.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9780.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9840.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9900.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9930.0
    [ft]
    DC
    SSI
    9960.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    9990.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    10020.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10050.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10080.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10110.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10140.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10170.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10200.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10229.9
    [ft]
    C
    SSI
    10276.3
    [ft]
    C
    SSI
    10308.6
    [ft]
    C
    SSI
    10339.3
    [ft]
    C
    SSI
    10362.0
    [ft]
    C
    SSI
    10369.3
    [ft]
    C
    SSI
    10400.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10460.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10490.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10520.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10580.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10640.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10700.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10744.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    10780.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10810.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10850.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    10880.0
    [ft]
    SWC
    SSI
    10910.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10940.0
    [ft]
    DC
    SSI
    10970.0
    [ft]
    DC
    SSI
    11000.0
    [ft]
    DC
    SSI
    11030.0
    [ft]
    DC
    SSI
    11060.0
    [ft]
    DC
    SSI
    11091.0
    [ft]
    SWC
    SSI