Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/12-9 S

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.
    15/12-9 S
    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.
    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.
    15/12-9
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    732-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    84
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.07.1992
    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.
    08.10.1992
    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.
    08.10.1994
    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.
    06.01.2015
    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.
    INTRA HEATHER FM SS
    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.
    84.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3848.0
    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).
    3213.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    57.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 4' 40.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 53' 25.75'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6438067.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434558.55
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1978

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/12-9 S was drilled on the Varg Field in the North Sea. The Varg Field reservoir is in Upper Jurassic sandstones at a depth of approximately 2700 metres. The Varg Field is segmented and includes several isolated compartments with varying reservoir properties. The well was drilled from a location near to the Varg A and Petrojarl A production installations and targeted a southern compartment in the Varg structure. The objective for the well was to prove hydrocarbons in Late Oxfordian sandstone and to reduce the uncertainty in the reserve estimate for this part of the Varg Field.
    Operations and results
    Appraisal well 15/12-9 S was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 17 July 1992 and drilled to TD at 3848 m (3213 m TVD) in the Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled deviated from 623 m with a sail angle of ca 56 ° and then vertical again from ca 2400 m TVD through the target reservoir to TD. The well was drilled with seawater down to 620 m, with KCl/polymer mud from 620 mto 3226 m, and with Ancotemp/bentonite mud from 3226 m to TD.
    The well penetrated top reservoir, the Oxfordian sandstones, at 3385 m (2750 m TVD). The reservoir was oil-bearing down to a well-defined OWC at 3501.5 m (2867.0 m TVD). Seven cores were cut with 100% recovery. Core 1 to 6 were cut in the interval 3689 m to 3555 m and core 7 was cut from 3649.5 m to 3668.0 m. The core to log depth shift was -2.45 m for core 7; for the other cores the core depth was equal to the logger’s depth. Two segregated FMT oil samples were taken at 3498 m. Oil shows continued down to 3545m
    The well is classified an oil appraisal well. It was suspended on 8 October 1992 and was later re-classified to oil production well 15/12-A-11 on the Varg Field.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the Oxfordian sandstones.
    DST 1 tested the water zone from 3545 m to 3552 m (2910 – 2917 m). The test produced water at a rate of 890 m3/day through a 48/64” choke.
    DST 2 tested the oil zone from 3385 m to 3443 m (2750 – 2809 m). The test produced on average 132200 Sm3 gas and 1520 Sm3 oil /day through a 40/64” choke. The GOR was 87 Sm3/Sm3, the oil density was 0.852 g/cm3 and the gas gravity was 0.751 (air = 1) with 1.5% CO2 and 4% H2S. Maximum flowing temperature was 124.6 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    630.00
    3815.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3389.0
    3416.0
    [m ]
    2
    3416.0
    3443.6
    [m ]
    3
    3443.6
    3471.0
    [m ]
    4
    3471.3
    3499.0
    [m ]
    5
    3499.1
    3527.0
    [m ]
    6
    3527.3
    3555.0
    [m ]
    7
    3652.0
    3670.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    183.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3389-3394m
    Kjerne bilde med dybde: 3394-3399m
    Kjerne bilde med dybde: 3399-3404m
    Kjerne bilde med dybde: 3404-3409m
    Kjerne bilde med dybde: 3409-3414m
    3389-3394m
    3394-3399m
    3399-3404m
    3404-3409m
    3409-3414m
    Kjerne bilde med dybde: 3414-3416m
    Kjerne bilde med dybde: 3416-3421m
    Kjerne bilde med dybde: 3421-3426m
    Kjerne bilde med dybde: 3426-3431m
    Kjerne bilde med dybde: 3431-3436m
    3414-3416m
    3416-3421m
    3421-3426m
    3426-3431m
    3431-3436m
    Kjerne bilde med dybde: 3436-3441m
    Kjerne bilde med dybde: 3441-3443m
    Kjerne bilde med dybde: 3443-3448m
    Kjerne bilde med dybde: 3448-3453m
    Kjerne bilde med dybde: 3453-3458m
    3436-3441m
    3441-3443m
    3443-3448m
    3448-3453m
    3453-3458m
    Kjerne bilde med dybde: 3458-3463m
    Kjerne bilde med dybde: 3463-3468m
    Kjerne bilde med dybde: 3468-3471m
    Kjerne bilde med dybde: 3471-3476m
    Kjerne bilde med dybde: 3476-3481m
    3458-3463m
    3463-3468m
    3468-3471m
    3471-3476m
    3476-3481m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3486m
    Kjerne bilde med dybde: 3486-3491m
    Kjerne bilde med dybde: 3491-3496m
    Kjerne bilde med dybde: 3496-3499m
    Kjerne bilde med dybde: 3499-3504m
    3481-3486m
    3486-3491m
    3491-3496m
    3496-3499m
    3499-3504m
    Kjerne bilde med dybde: 3504-3509m
    Kjerne bilde med dybde: 3509-3514m
    Kjerne bilde med dybde: 3514-3519m
    Kjerne bilde med dybde: 3519-3524m
    Kjerne bilde med dybde: 3524-3527m
    3504-3509m
    3509-3514m
    3514-3519m
    3519-3524m
    3524-3527m
    Kjerne bilde med dybde: 3527-3532m
    Kjerne bilde med dybde: 3532-3537m
    Kjerne bilde med dybde: 3537-3542m
    Kjerne bilde med dybde: 3542-3547m
    Kjerne bilde med dybde: 3547-3552m
    3527-3532m
    3532-3537m
    3537-3542m
    3542-3547m
    3547-3552m
    Kjerne bilde med dybde: 3553-3555m
    Kjerne bilde med dybde: 3652-3657m
    Kjerne bilde med dybde: 3657-3662m
    Kjerne bilde med dybde: 3662-3667m
    Kjerne bilde med dybde: 3667-3670m
    3553-3555m
    3652-3657m
    3657-3662m
    3662-3667m
    3667-3670m

  • 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
    DST2
    3385.00
    0.00
    OIL
    28.09.1992 - 17:50
    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
    167.0
    36
    167.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    599.0
    26
    600.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2207.0
    17 1/2
    2210.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3313.0
    12 1/4
    3315.0
    1.87
    LOT
    LINER
    5 1/2
    3846.0
    8 1/2
    3848.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3545
    0
    19.0
    2.0
    3385
    0
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.000
    2.0
    100.000
    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
    1520
    0.852
    0.751
    87

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL HXDIP GR
    3350
    3700
    CBL VDL CCL GR
    2925
    3789
    CBL VDL GR
    1330
    2191
    CBL VDL GR
    2450
    3312
    CCL GR
    2930
    3360
    CST GR
    3318
    3833
    DIFL ACL ZDL CNL GR
    3306
    3844
    DLL MLL GR
    3306
    3676
    FMT GR
    3400
    3673
    HXDIP GR
    3306
    3848
    MWD
    175
    3848
    VSP
    1570
    3730

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26
    pdf
    3.89
    pdf
    0.92

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.97
    pdf
    17.64

  • 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
    0.46
    pdf
    0.20

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    620
    1.03
    DUMMY
    620
    1.03
    WATER BASED
    623
    1.39
    34.0
    DUMMY
    960
    1.39
    40.0
    DUMMY
    1387
    1.39
    46.0
    DUMMY
    1697
    1.39
    46.0
    DUMMY
    2225
    1.39
    36.0
    WATER BASED
    2228
    1.39
    31.0
    WATER BASED
    2333
    1.33
    36.0
    WATER BASED
    2447
    1.39
    31.0
    WATER BASED
    2613
    1.50
    32.0
    WATER BASED
    2895
    1.53
    48.0
    WATER BASED
    3035
    1.53
    37.0
    WATER BASED
    3169
    1.53
    39.0
    WATER BASED
    3292
    1.53
    37.0
    WATER BASED
    3326
    1.53
    40.0
    WATER BASED
    3330
    1.33
    16.0
    WATER BASED
    3333
    1.33
    27.0
    WATER BASED
    3385
    1.33
    29.0
    WATER BASED
    3389
    1.33
    27.0
    WATER BASED
    3443
    1.33
    28.0
    WATER BASED
    3471
    1.33
    25.0
    WATER BASED
    3527
    1.33
    28.0
    WATER BASED
    3555
    1.33
    21.0
    WATER BASED
    3610
    1.33
    25.0
    WATER BASED
    3655
    1.33
    32.0
    WATER BASED
    3690
    1.33
    36.0
    WATER BASED
    3848
    1.33
    34.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1350.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1370.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1470.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1530.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1590.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1650.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1830.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1910.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2010.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2070.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2090.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2110.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2210.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2290.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2330.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2350.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2370.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2470.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2530.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2590.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2650.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2710.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2730.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2770.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2790.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2830.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2890.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2910.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2950.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2970.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2990.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3010.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3030.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3050.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3070.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3080.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3327.0
    [m]
    DC
    3371.0
    [m]
    DC
    3391.6
    [m]
    C
    3391.6
    [m]
    C
    3399.2
    [m]
    C
    STATOIL
    3438.1
    [m]
    C
    3447.6
    [m]
    C
    3454.3
    [m]
    C
    STATOIL
    3459.6
    [m]
    C
    3462.5
    [m]
    C
    STATOIL
    3478.8
    [m]
    C
    STATOI
    3490.4
    [m]
    C
    3509.3
    [m]
    C
    3526.4
    [m]
    C
    3554.4
    [m]
    C
    3654.4
    [m]
    C
    3661.0
    [m]
    C
    3661.2
    [m]
    C
    3669.2
    [m]
    C
    3707.0
    [m]
    C

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3525.70
    [m ]
    3532.10
    [m ]
    3532.70
    [m ]