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

2/2-1

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.
    2/2-1
    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
    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.
    2/2-1
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    320-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    86
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.04.1982
    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.
    03.07.1982
    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.
    03.07.1984
    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.
    29.06.2004
    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.
    OLIGOCENE
    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.
    VADE 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.
    LATE 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.
    ULA FM
    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.
    59.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4003.0
    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).
    4002.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    146
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 47' 15.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 38' 15.62'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6294075.10
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    538959.15
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    46

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/2-1 was a wildcat drilled on a salt-induced dome structure in the SE corner of block 2/2. The main target was Late Jurassic sandstone. Secondary targets were pre-Cretaceous sandstones, the Late Cretaceous Chalk and a sandstone of Oligocene age. According to the license agreement, the well should be drilled into the Triassic, salt or a maximum depth of 5000m whatever came first.
    The well is Type Well for the Vade Formation.
    Operations and results
    Exploration well 2/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 9 April 1982 and drilled to TD at 4003 m in the Late Permian Zechstein Group. When drilling the 36" section pipe stuck at 167 m due to a rotary table failure. The well had to be re-spudded on 11 April. Forty barrels of mud was lost to the formation when drilling the 17 1/2" pilot hole in the 26" section. The well was then drilled to TD without serious problems apart from various tight spots. The re-spudded well bore was drilled with sea water and gel down to 207 m, with gel/gypsum mud from 207 m to 665 m, with polymer/gypsum mud from 665 m to 1448 m, added "Super Shale Trol" shale stabilizer at 1448 m, and drilled with lignosulphonate mud from 3260 m to TD.
    The well penetrated porous layers in the Oligocene, the Cretaceous and the Upper Jurassic. A full suit of logs was run in these intervals. In the interval 2100 m to 2171 m of the Oligocene, a sand (Vade Formation) with good reservoir rock quality was found. The net - gross ratio reaches 0.95 and the porosity nearly 30%. The RFT measurements indicated permeability in the order of 100 mD. The sand was generally clean, but became shaly just towards the top. The uppermost part of the sand was gas bearing with a net pay thickness of 8 m and a water saturation of 35%. The GWC was picked at 2111 m from the logs and confirmed by RFT measurements. The reservoir pressure is approximately 230 bar (3336 psi) at 2150 m. The Cretaceous chalks were water bearing in this well. Over the interval 2815 m to 3225 m (Tor and Hod Formations) a net porous thickness of 170 m was counted with an average porosity of 22 %. The chalks were clean, but large washouts indicated poor consolidation. Two separate sand layers were penetrated in the Late Jurassic Ula Formation. The uppermost sand from 3352 to 3686 m was water bearing. A net sand thickness of 175 m and an average porosity of 16% were estimated from the logs. This sand is partly shaly. The lower Late Jurassic sand layer was oil bearing over its total thickness. For the interval 3713 m to 3732 m a net pay thickness of 14 m, a porosity of 19% and a water saturation of 30% was found. This sand is rather clean, but fine-grained. It contains a system of healed fractures, which reduces the full-scale reservoir permeability. In the Upper Jurassic four cores were cut. The core permeabilities averaged 40 mD. The permeabilities measured by the RFT tool average 6 mD only. A gas sample was taken at 2109 m in the Oligocene sand using the RFT tool. It contained a light gas with a gravity of 0.57 (air = l) and a methane content of 97%.
    Testing
    A DST was performed in the interval 3715.5 m to 3730.0 m of the oil bearing Upper Jurassic sand. The well flowed at a rate of 200 m3/d (1250 bbl/d) with a wellhead pressure of 28 bar (400 psi). No sand or water was produced after the clean up. A permeability of 4 mD and a negative skin was estimated from the Horner plot. The oil had a GOR of approx. 70 sm3/sm3 (400 scf/stb) and a gravity of 0.82 g/cc. The reservoir pressure is 514 bar (7454 psi) and the temperature 136 deg C at 3726 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3992.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3355.8
    3365.0
    [m ]
    2
    3712.0
    3713.8
    [m ]
    3
    3714.0
    3725.3
    [m ]
    4
    3726.0
    3736.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    32.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3356-3360m
    Kjerne bilde med dybde: 3361-3365m
    Kjerne bilde med dybde: 3713-3714m
    Kjerne bilde med dybde: 3715-3719m
    Kjerne bilde med dybde: 3720-3724m
    3356-3360m
    3361-3365m
    3713-3714m
    3715-3719m
    3720-3724m
    Kjerne bilde med dybde: 3725-3726m
    Kjerne bilde med dybde: 3727-3731m
    Kjerne bilde med dybde: 3732-3736m
    Kjerne bilde med dybde: 3736-3737m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3725-3726m
    3727-3731m
    3732-3736m
    3736-3737m

  • 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
    3715.00
    3730.00
    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
    207.0
    36
    207.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    655.0
    26
    665.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1707.0
    17 1/2
    1715.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3243.0
    12 1/4
    3260.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    4003.0
    8 1/2
    4003.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3715
    3730
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    51.000
    136
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    200
    0.827
    0.860
    70

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4ARM CALI
    1707
    3265
    CST
    1969
    2275
    CST
    3285
    3935
    DLL MSFL GR
    1970
    2275
    DLL MSFL GR
    3671
    3986
    HDT
    2050
    2225
    HDT
    3246
    3984
    ISF LSS GR
    207
    663
    ISF LSS GR
    655
    1715
    ISF LSS GR
    2340
    3264
    ISF LSS MSFL GR
    3245
    3744
    ISF LSS NGS MSFL
    1707
    2339
    LDT CNL GR
    1707
    2340
    LDT CNL GR
    2340
    3264
    LDT CNL GR
    3245
    3744
    LDT CNL GR
    3700
    3990
    LDT GR
    655
    1715
    LSS NGS
    3245
    3982
    RFT
    2101
    2167
    RFT
    2104
    2975
    RFT
    3361
    3731
    VSP
    250
    3220
    VSP SEISLOOK
    1510
    3985

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.74

  • Geokjemisk informasjon

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.77

  • 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
    0.18
    pdf
    0.27

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1550.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1600.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1650.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1710.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1750.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1770.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1810.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1850.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1880.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1930.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1960.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    1990.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2020.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2040.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2070.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2090.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2130.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2180.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2230.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2270.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2300.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2350.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2400.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2450.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2490.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    2530.0
    [m]
    DC
    DEMINEX
    3285.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3292.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3302.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3316.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3318.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3319.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3322.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3324.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3327.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3332.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3335.0
    [m]
    DC
    HRS
    3338.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3342.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3348.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3354.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3358.0
    [m]
    DC
    HRS
    3364.3
    [m]
    C
    HRS
    3370.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3373.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3377.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3377.0
    [m]
    DC
    HRS
    3396.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3419.0
    [m]
    DC
    HRS
    3482.0
    [m]
    DC
    HRS
    3533.0
    [m]
    DC
    HRS
    3581.0
    [m]
    DC
    HRS
    3632.0
    [m]
    DC
    HRS
    3672.0
    [m]
    SWC
    HRS
    3677.0
    [m]
    DC
    HRS
    3711.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3712.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3714.3
    [m]
    C
    HRS
    3716.0
    [m]
    DC
    HRS
    3719.9
    [m]
    C
    HRS
    3721.0
    [m]
    C
    HRS
    3730.0
    [m]
    C
    HRS
    3732.6
    [m]
    C
    HRS
    3736.5
    [m]
    C
    HRS
    3740.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3744.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3748.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3756.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3763.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3770.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3776.0
    [m]
    DC
    HRS
    3779.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3791.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3794.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3811.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3815.0
    [m]
    DC
    HRS
    3875.0
    [m]
    DC
    HRS
    3925.0
    [m]
    DC
    HRS
    3926.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3358.00
    [m ]
    3361.00
    [m ]
    3364.00
    [m ]
    3714.00
    [m ]
    3716.00
    [m ]
    3720.00
    [m ]
    3721.00
    [m ]
    3730.00
    [m ]
    3737.00
    [m ]