Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-22

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.
    2/7-22
    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.
    2/7-22
    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.
    BP Petroleum Dev. of Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    637-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    152
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.05.1990
    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.
    15.10.1990
    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.
    15.10.1992
    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.
    17.12.2003
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    69.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4750.0
    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).
    4750.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    166
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 17' 46.25'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 9' 32.01'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6239194.17
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    509834.28
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1495

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-22 was designed to drill a Late Jurassic prospect as the first commitment well in license 145.The prospect was a structural play defined at an intra-Jurassic level, located to the south-west of the Eldfisk South oil field in the Central Graben. A number of alternative outcomes were modelled to describe the uncertainty in the geological model. The most likely outcome predicted, was for a Jurassic non-marine reservoir section. The large vertical relief of the structure (550 m) also permitted the possibility of an additional lower (Permian) reservoir section. An extensive sidewall-coring program was designed.
    Operations and results
    Wildcat well 2/7-22 was spudded 17 May 1990 by the semi-submersible installation Ross Isle and completed 15 October 1990 at a depth of 4750 m in interbedded sandstones and mudstones of indeterminate pre-Jurassic age. The well thus fulfilled the geological commitment. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1092 m, with ester based Petrofree mud from 1092 m to 2970 m, and with Enviromul oil based mud from 2970 m to TD. No shallow gas was encountered in the well. No conventional cores were cut. Due to hard formation sidewall core recovery was poor, and for recovered sidewall cores the depths are uncertain due to technical problems. The well was a gas discovery having encountered a 14 m pay zone in clean sands of indeterminate age with a hydrocarbon column being smaller than prognosed. A gas/water contact was encountered at 4502 m. The total reservoir thickness is 66.5 m. The Late Jurassic Mandal formation came in 218 m deeper than prognosed. One was tentatively trying to date the rocks below the Jurassic sequence, but these rocks are classified as indeterminate. The reservoir rocks are probably an analogue to the Embla alluvial fan complex. Wireline RFT samples were taken at 4494 and 4547 m. The well was permanently plugged and abandoned as a gas/condensate discovery.
    Testing
    One DST test was performed in the interval 4489 to 4496 m. The well flowed 207 Sm3 condensate /day and 347 Sm3 water /day through a 12.7 mm choke.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1110.00
    4750.00

  • 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
    4489.00
    4496.00
    30.09.1990 - 16:00
    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
    224.0
    36
    227.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1092.0
    26
    1100.0
    1.95
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2970.0
    17 1/2
    2978.0
    2.09
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4192.0
    12 1/4
    4200.0
    2.14
    LOT
    LINER
    7
    4292.0
    8 1/2
    4293.0
    2.15
    LOT
    LINER
    4 1/2
    4750.0
    5 7/8
    4750.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4484
    4491
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    24.000
    163
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    197
    232700
    0.790
    0.800
    1181

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    B.PLUG
    0
    2710
    CBL VDL GR
    450
    675
    CBL VDL GR
    2730
    4185
    CBL VDL GR
    4035
    4295
    CBL VDL GR
    4176
    4291
    CBL VDL GR
    4187
    4295
    CBL VDL GR CCL
    4212
    4515
    CCL
    3868
    3984
    CHECK SHOT
    750
    4290
    CHECK SHOT
    4290
    4740
    CST GR
    4742
    4315
    CST GR
    4742
    4315
    DIL BHC GR
    4192
    4294
    DIL BHC GR
    4296
    4650
    DIL BHC GR
    4574
    4752
    DIL LSS GR
    95
    2977
    DIL LSS GR
    2791
    4201
    G.RING JB C.RETAINER
    0
    4183
    G.RING JB/C RETAINER
    4515
    4515
    JB B.PLUG PUNCHER
    0
    3880
    JB C.RETAINER
    4293
    4293
    LDL CNL GR
    2971
    4203
    LDL CNL GR
    4192
    4296
    LDL CNL NGT
    4296
    4652
    LDL CNL NGT
    4590
    4754
    OBDT GR
    4296
    4755
    REF.G.RING JB PRO.PACKER
    4489
    4496
    RFT GR
    0
    0
    RFT GR
    4489
    4739
    RFT GR
    4489
    4639
    RFT GR
    4547
    4547

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.59

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33
    pdf
    0.94
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.67
    pdf
    22.31

  • 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
    0.27
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    116
    0.00
    WATER BASED
    21.05.1990
    419
    0.00
    WATER BASED
    21.05.1990
    812
    0.00
    WATER BASED
    21.05.1990
    968
    1.06
    WATER BASED
    28.05.1990
    1100
    1.52
    74.0
    13.0
    WATER BASED
    29.05.1990
    1100
    1.20
    WATER BASED
    23.05.1990
    1100
    0.00
    WATER BASED
    21.05.1990
    1100
    1.40
    WATER BASED
    23.05.1990
    1100
    1.06
    WATER BASED
    25.05.1990
    1100
    1.06
    WATER BASED
    28.05.1990
    1100
    1.20
    90.0
    2.4
    WATER BASED
    28.05.1990
    1286
    1.50
    56.0
    14.4
    WATER BASED
    30.05.1990
    1900
    1.68
    84.0
    14.9
    WATER BASED
    31.05.1990
    2360
    1.68
    89.0
    17.8
    WATER BASED
    05.06.1990
    2710
    1.99
    99.0
    14.9
    WATER BASED
    10.10.1990
    2750
    1.98
    92.0
    12.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    2907
    1.70
    94.0
    15.8
    WATER BASED
    05.06.1990
    2978
    1.71
    81.0
    16.3
    WATER BASED
    12.06.1990
    2978
    1.71
    83.0
    16.8
    WATER BASED
    06.06.1990
    2978
    1.71
    83.0
    16.8
    WATER BASED
    07.06.1990
    2978
    1.71
    83.0
    16.8
    WATER BASED
    08.06.1990
    2978
    1.71
    83.0
    16.8
    WATER BASED
    12.06.1990
    2978
    1.71
    83.0
    16.3
    OIL BASED
    12.06.1990
    2978
    1.70
    92.0
    17.3
    WATER BASED
    05.06.1990
    2978
    1.70
    92.0
    17.3
    WATER BASED
    05.06.1990
    2978
    1.71
    83.0
    16.8
    WATER BASED
    05.06.1990
    2991
    1.70
    86.0
    16.3
    WATER BASED
    13.06.1990
    3036
    1.70
    65.0
    13.4
    WATER BASED
    13.06.1990
    3098
    1.70
    66.0
    14.9
    WATER BASED
    14.06.1990
    3312
    1.70
    58.0
    13.4
    WATER BASED
    15.06.1990
    3438
    1.69
    73.0
    11.5
    WATER BASED
    18.06.1990
    3603
    1.68
    64.0
    13.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    3741
    1.68
    52.0
    12.5
    WATER BASED
    18.06.1990
    3778
    1.68
    54.0
    13.0
    WATER BASED
    19.06.1990
    3778
    1.68
    54.0
    11.5
    WATER BASED
    20.06.1990
    3809
    1.68
    56.0
    14.4
    OIL BASED
    22.06.1990
    3816
    1.70
    43.0
    15.0
    WATER BASED
    26.06.1990
    3825
    1.70
    51.0
    12.5
    WATER BASED
    26.06.1990
    3826
    1.72
    16.3
    WATER BASED
    26.06.1990
    3832
    1.70
    59.0
    14.4
    WATER BASED
    26.06.1990
    3846
    1.70
    52.0
    7.7
    WATER BASED
    28.06.1990
    3846
    1.70
    84.0
    11.0
    WATER BASED
    26.06.1990
    3887
    1.71
    WATER BASED
    04.07.1990
    3891
    1.97
    95.0
    12.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    3895
    1.98
    91.0
    11.3
    WATER BASED
    08.10.1990
    3922
    1.71
    70.0
    10.6
    WATER BASED
    04.07.1990
    3922
    1.70
    83.0
    11.5
    WATER BASED
    04.07.1990
    3981
    1.98
    91.0
    10.6
    WATER BASED
    08.10.1990
    4034
    1.71
    83.0
    11.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    4035
    1.71
    88.0
    10.1
    WATER BASED
    04.07.1990
    4078
    1.72
    81.0
    11.5
    WATER BASED
    04.07.1990
    4136
    1.72
    89.0
    12.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    4200
    1.72
    80.0
    7.2
    WATER BASED
    09.07.1990
    4200
    1.72
    80.0
    9.6
    WATER BASED
    09.07.1990
    4200
    1.72
    90.0
    15.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    4200
    1.75
    108.0
    15.4
    WATER BASED
    12.07.1990
    4200
    1.75
    108.0
    15.4
    WATER BASED
    12.07.1990
    4200
    1.75
    108.0
    15.4
    WATER BASED
    12.07.1990
    4200
    1.78
    37.0
    5.8
    WATER BASED
    16.07.1990
    4200
    1.72
    70.0
    10.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    4202
    1.77
    40.0
    6.7
    OIL BASED
    16.07.1990
    4203
    1.76
    43.0
    6.7
    WATER BASED
    16.07.1990
    4203
    1.76
    92.0
    22.0
    OIL BASED
    16.07.1990
    4203
    1.77
    82.0
    8.6
    OIL BASED
    16.07.1990
    4203
    2.11
    93.0
    13.4
    OIL BASED
    18.07.1990
    4203
    2.11
    65.0
    7.2
    OIL BASED
    18.07.1990
    4243
    1.76
    57.0
    6.2
    OIL BASED
    20.07.1990
    4272
    1.85
    55.0
    6.7
    OIL BASED
    20.07.1990
    4290
    1.93
    60.0
    5.3
    WATER BASED
    24.07.1990
    4293
    1.97
    58.0
    6.7
    WATER BASED
    24.07.1990
    4293
    1.98
    80.0
    7.7
    OIL BASED
    24.07.1990
    4293
    1.98
    96.0
    11.5
    WATER BASED
    27.07.1990
    4293
    1.98
    97.0
    10.1
    WATER BASED
    27.07.1990
    4293
    1.97
    85.0
    8.6
    OIL BASED
    31.07.1990
    4293
    1.97
    94.0
    9.1
    WATER BASED
    31.07.1990
    4293
    1.98
    96.0
    11.5
    WATER BASED
    24.07.1990
    4293
    1.97
    94.0
    9.1
    OIL BASED
    31.07.1990
    4295
    1.96
    83.0
    9.6
    WATER BASED
    31.07.1990
    4295
    1.96
    83.0
    8.2
    OIL BASED
    03.08.1990
    4296
    1.95
    82.0
    9.6
    OIL BASED
    03.08.1990
    4296
    1.96
    99.1
    13.4
    OIL BASED
    03.08.1990
    4296
    1.96
    78.0
    10.1
    WATER BASED
    10.08.1990
    4296
    1.96
    82.0
    10.1
    WATER BASED
    10.08.1990
    4296
    1.95
    87.0
    11.0
    WATER BASED
    10.08.1990
    4296
    1.96
    79.0
    8.2
    OIL BASED
    03.08.1990
    4298
    1.96
    80.0
    10.1
    WATER BASED
    10.08.1990
    4299
    1.96
    71.0
    7.2
    WATER BASED
    10.08.1990
    4299
    1.97
    79.0
    8.6
    WATER BASED
    10.08.1990
    4299
    1.97
    81.0
    8.6
    WATER BASED
    10.08.1990
    4299
    1.97
    83.0
    9.1
    WATER BASED
    13.08.1990
    4309
    1.97
    79.0
    7.7
    WATER BASED
    13.08.1990
    4321
    1.97
    74.0
    7.2
    WATER BASED
    13.08.1990
    4334
    1.98
    72.0
    7.2
    WATER BASED
    15.08.1990
    4347
    1.97
    69.0
    6.7
    WATER BASED
    15.08.1990
    4359
    1.97
    70.0
    5.3
    WATER BASED
    17.08.1990
    4381
    1.98
    82.0
    5.8
    WATER BASED
    17.08.1990
    4421
    1.97
    77.0
    5.8
    WATER BASED
    20.08.1990
    4424
    1.97
    7.7
    5.8
    WATER BASED
    20.08.1990
    4452
    1.97
    80.0
    5.3
    WATER BASED
    20.08.1990
    4461
    1.98
    96.0
    7.7
    WATER BASED
    22.08.1990
    4475
    1.98
    83.0
    7.2
    WATER BASED
    22.08.1990
    4489
    1.97
    84.0
    7.7
    WATER BASED
    23.08.1990
    4523
    1.98
    84.0
    7.7
    WATER BASED
    27.08.1990
    4545
    1.98
    93.0
    7.2
    WATER BASED
    27.08.1990
    4552
    1.97
    90.0
    7.2
    WATER BASED
    27.08.1990
    4566
    1.96
    90.0
    7.7
    WATER BASED
    14.09.1990
    4566
    1.96
    88.0
    7.7
    WATER BASED
    20.09.1990
    4566
    1.97
    89.0
    8.2
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    96.0
    10.6
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.96
    89.0
    8.6
    WATER BASED
    04.10.1990
    4566
    1.96
    90.0
    8.2
    WATER BASED
    05.10.1990
    4566
    1.96
    95.0
    7.7
    WATER BASED
    17.09.1990
    4566
    1.96
    80.0
    7.2
    WATER BASED
    17.09.1990
    4566
    1.96
    80.0
    7.4
    WATER BASED
    17.09.1990
    4566
    1.96
    88.0
    7.7
    WATER BASED
    18.09.1990
    4566
    1.96
    86.0
    8.2
    WATER BASED
    20.09.1990
    4566
    1.96
    88.0
    7.7
    WATER BASED
    21.09.1990
    4566
    1.96
    86.0
    7.7
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    89.0
    8.2
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    91.0
    8.2
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    91.0
    8.2
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    89.0
    7.7
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    90.0
    10.8
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    93.0
    9.1
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.97
    94.0
    9.1
    WATER BASED
    01.10.1990
    4566
    1.96
    93.0
    8.6
    WATER BASED
    02.10.1990
    4566
    1.96
    87.0
    8.2
    WATER BASED
    03.10.1990
    4578
    1.97
    83.0
    6.7
    WATER BASED
    28.08.1990
    4611
    1.97
    87.0
    7.7
    WATER BASED
    29.08.1990
    4636
    1.98
    90.0
    7.2
    WATER BASED
    30.08.1990
    4650
    1.96
    85.0
    7.0
    WATER BASED
    31.08.1990
    4650
    1.96
    90.0
    7.2
    WATER BASED
    04.09.1990
    4731
    1.96
    95.0
    8.6
    WATER BASED
    04.09.1990
    4750
    1.96
    91.0
    8.1
    WATER BASED
    05.09.1990
    4750
    1.96
    93.0
    7.2
    WATER BASED
    10.09.1990
    4750
    1.96
    82.0
    7.2
    WATER BASED
    10.09.1990
    4750
    1.96
    85.0
    7.7
    WATER BASED
    10.09.1990
    4750
    1.96
    85.0
    8.2
    WATER BASED
    10.09.1990
    4750
    1.96
    83.0
    8.2
    WATER BASED
    10.09.1990

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4323.0
    [m]
    DC
    OD