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

34/7-23 A

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.
    34/7-23 A
    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.
    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.
    34/7-23
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    788-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    43
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.04.1994
    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.
    20.05.1994
    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.
    20.05.1996
    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.
    28.02.2008
    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
    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 DRAUPNE FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    246.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3412.0
    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).
    2769.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    45.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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.
    HEATHER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 20' 24.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 31.54'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6801198.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    450528.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2326

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 34/7-23 A was drilled in the H-Vest prospect as a sidetrack to well 34/7-23 S, located on the Vigdis Field on Tampen Spur in the Northern North Sea. The main objective was to test for Top Draupne Sandstone reservoir presence within the Top Draupne Sequence of Portlandian and Ryazanian age and to test for an oil water contact. Secondary objective was to test for reservoir presence and hydrocarbons in a seismic wedge in the middle Draupne Sequence. Additional targets were lowermost Late Cretaceous and intra Oxfordian (Intra-Heather Formation) sandstones.
    Operations and results
    Well 34/7-23 A was kicked off from well 34/7-23 S on April 8, 1994. The kick off point was at 2358 m (1968.5 m TVD) in the upper part of the Shetland Group. The well was drilled westward deviated to TD at 3412 m (2769 m TVD) using the semi-submersible installation Vildkat Explorer. Drilling went without problem. During logging operations the FMT tool got stuck at 3220 m and 60 hrs were spent fishing for it. The well was drilled with KCl mud with a polyalkyleneglycol additive (BP DCP 208) m from kick-off to TD.
    In the Shetland Group claystones with limestone beds were penetrated. The condensed Cromer Knoll Group consisted of marls, limestones and minor claystones. The Viking Group was encountered at 3202.9 m (2619 m TVD). The topmost section was oil bearing Intra Draupne Formation sandstone from 3202.9 to 3246 m (2619 - 2649.1 TVD, 30.1 m gross). This sandstone interval, which was the only sandstone interval encountered within the Draupne Formation, proved an ODT at 3246 m (2649.1 m TVD). No OWC was identified on the logs or with the FMT-measurements. The Intra Draupne Formation Sandstone reservoir had an estimated average log porosity of 22.4% and an estimated average water saturation of 11.4%. The net gross ratio was 0.93. Below the reservoir, the Draupne Formation consisted of siltstones and claystones. The Middle to Late Jurassic Heather Formation penetrated by the well consisted of sandy silty claystones with only minor limestone and sandstone beds.
    Five cores were cut with a 90 ft core barrel from 3199 to 3291 m in the Intra Draupne Formation Sandstone and into the Draupne Formation. H2S was present when recovering core No 1 and 2 (200 and 300 ppm H2S, respectively). No H2S was measured in the three lowermost cores. Due to the FMT problems no fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 20 May as an oil appraisal.
    Testing
    The interval 3205.0-3225.0 m (2622-2635 m TVD) in the Intra-Draupne Formation sand was perforated and tested. The oil rate at the end of the multi-rate flow was measured to 1085 Sm3/day through a 19.1 mm choke, with a corresponding wellhead pressure of 97.5 bar and a GOR of 106 Sm3/Sm3 at separator conditions of 42.9 bar and 58.9 deg C. The dead oil density was 0.848 g/cm3 and the gas gravity was 0.71 (air = 1). A maximum H2S concentration of 0.8 ppm was measured. Maximum bottom hole temperature measured

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2360.00
    3412.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3199.0
    3222.7
    [m ]
    2
    3223.0
    3251.0
    [m ]
    3
    3251.0
    3267.0
    [m ]
    4
    3267.0
    3278.2
    [m ]
    5
    3279.0
    3291.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    91.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3199-3204m
    Kjerne bilde med dybde: 3204-3209m
    Kjerne bilde med dybde: 3209-3214m
    Kjerne bilde med dybde: 3214-3219m
    Kjerne bilde med dybde: 3219-3222m
    3199-3204m
    3204-3209m
    3209-3214m
    3214-3219m
    3219-3222m
    Kjerne bilde med dybde: 3223-3228m
    Kjerne bilde med dybde: 3228-3233m
    Kjerne bilde med dybde: 3233-3238m
    Kjerne bilde med dybde: 3238-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3248m
    3223-3228m
    3228-3233m
    3233-3238m
    3238-3243m
    3243-3248m
    Kjerne bilde med dybde: 3248-3251m
    Kjerne bilde med dybde: 3251-3258m
    Kjerne bilde med dybde: 3256-3261m
    Kjerne bilde med dybde: 3261-3266m
    Kjerne bilde med dybde: 3266-3267m
    3248-3251m
    3251-3258m
    3256-3261m
    3261-3266m
    3266-3267m
    Kjerne bilde med dybde: 3267-3272m
    Kjerne bilde med dybde: 3272-3277m
    Kjerne bilde med dybde: 3277-3278m
    Kjerne bilde med dybde: 3279-3284m
    Kjerne bilde med dybde: 3284-3289m
    3267-3272m
    3272-3277m
    3277-3278m
    3279-3284m
    3284-3289m
    Kjerne bilde med dybde: 3289-3291m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3289-3291m

  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    2320.0
    12 1/4
    2323.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3358.0
    8 1/2
    3409.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MLL GR
    3180
    3297
    DPIL MAC ZDL CN DSL
    2319
    3409
    FMT GR
    3204
    3258
    HDIP CBIL GR
    2319
    3409
    MWD EWR - GR RES DIR
    2358
    3412
    SWC OFC
    3179
    3389
    VELOCITY
    2100
    3295

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.20
    pdf
    3.02
    pdf
    0.86

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    157.42

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2320
    1.60
    26.0
    19.0
    DUMMY
    05.04.1994
    2320
    1.60
    25.0
    19.0
    DUMMY
    06.04.1994
    2320
    1.60
    25.0
    19.0
    DUMMY
    07.04.1994
    2320
    1.60
    25.0
    20.0
    DUMMY
    08.04.1994
    2370
    1.60
    17.0
    13.0
    DUMMY
    11.04.1994
    2510
    1.60
    34.0
    19.0
    DUMMY
    11.04.1994
    2545
    1.60
    29.0
    17.0
    DUMMY
    11.04.1994
    2728
    1.60
    37.0
    29.0
    DUMMY
    12.04.1994
    2792
    1.60
    90.0
    25.0
    DUMMY
    13.04.1994
    2792
    1.60
    90.0
    25.0
    DUMMY
    14.04.1994
    2960
    1.60
    31.0
    29.0
    DUMMY
    14.04.1994
    3040
    1.60
    30.0
    28.0
    DUMMY
    18.04.1994
    3105
    1.60
    28.0
    24.0
    DUMMY
    18.04.1994
    3190
    1.60
    30.0
    30.0
    DUMMY
    18.04.1994
    3223
    1.60
    30.0
    30.0
    DUMMY
    18.04.1994
    3251
    1.60
    32.0
    28.0
    DUMMY
    19.04.1994
    3267
    1.60
    32.0
    24.0
    DUMMY
    21.04.1994
    3291
    1.60
    25.0
    23.0
    DUMMY
    21.04.1994
    3318
    1.60
    27.0
    24.0
    DUMMY
    22.04.1994
    3343
    1.60
    28.0
    26.0
    DUMMY
    25.04.1994
    3383
    1.60
    24.0
    20.0
    DUMMY
    25.04.1994
    3412
    1.60
    28.0
    20.0
    DUMMY
    25.04.1994
    3412
    1.60
    25.0
    22.0
    DUMMY
    26.04.1994
    3412
    1.60
    25.0
    15.0
    DUMMY
    27.04.1994
    3412
    1.60
    29.0
    18.0
    DUMMY
    28.04.1994
    3412
    1.60
    27.0
    18.0
    DUMMY
    29.04.1994
    3412
    1.60
    27.0
    18.0
    DUMMY
    02.05.1994
    3412
    1.60
    26.0
    19.0
    DUMMY
    02.05.1994
    3412
    1.60
    26.0
    19.0
    DUMMY
    02.05.1994
    3412
    1.60
    26.0
    18.0
    DUMMY
    03.05.1994
    3412
    1.60
    26.0
    26.0
    DUMMY
    04.05.1994
    3412
    1.60
    26.0
    26.0
    DUMMY
    05.05.1994
    3412
    1.60
    26.0
    26.0
    DUMMY
    09.05.1994
    3412
    1.60
    27.0
    17.0
    DUMMY
    09.05.1994
    3412
    1.60
    27.0
    17.0
    DUMMY
    09.05.1994
    3412
    1.60
    26.0
    26.0
    DUMMY
    09.05.1994
    3412
    1.60
    27.0
    17.0
    DUMMY
    10.05.1994
    3412
    1.60
    27.0
    17.0
    DUMMY
    16.05.1994
    3412
    1.60
    27.0
    17.0
    DUMMY
    16.05.1994
    3412
    1.60
    25.0
    20.0
    DUMMY
    18.05.1994
    3412
    1.60
    25.0
    20.0
    DUMMY
    18.05.1994
    3412
    1.60
    30.0
    17.0
    DUMMY
    19.05.1994
    3412
    1.60
    28.0
    18.0
    DUMMY
    19.05.1994
    3412
    1.20
    15.0
    15.0
    DUMMY
    19.05.1994
    3412
    1.20
    15.0
    15.0
    DUMMY
    24.05.1994
    3412
    1.20
    DUMMY
    24.05.1994
    3412
    1.60
    28.0
    18.0
    DUMMY
    18.05.1994

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3203.8
    [m]
    C
    BIOSTRAT
    3205.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3208.1
    [m]
    C
    BIOSTR
    3209.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3212.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3216.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3219.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3221.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3224.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3226.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3228.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3230.4
    [m]
    C
    BIOSTR
    3231.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3232.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3234.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3235.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    3237.9
    [m]
    C
    BIOSTR
    3238.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3240.7
    [m]
    C
    BIOSTR
    3241.1
    [m]
    C
    BIOSTR
    3242.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3243.9
    [m]
    C
    BIOSTR
    3244.9
    [m]
    C
    BIOSTR
    3245.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    3246.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3247.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    3248.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3249.7
    [m]
    C
    BIOSTR
    3250.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3251.8
    [m]
    C
    BIOSTR
    3252.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3254.2
    [m]
    C
    BIOSTR
    3255.6
    [m]
    C
    BIOSTR
    3257.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    3259.3
    [m]
    C
    BIOSTR
    3261.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    3284.7
    [m]
    C
    BIOSTR

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3203.20
    [m ]
    3203.60
    [m ]
    3221.50
    [m ]
    3220.25
    [m ]