Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/1-4

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.
    2/1-4
    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.
    2/1-4
    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.
    322-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    121
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.04.1982
    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.
    03.08.1982
    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.
    03.08.1984
    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.
    12.03.2011
    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.
    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.
    66.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4525.0
    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).
    4522.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    168
    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° 54' 40.59'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 4' 0.86'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6307652.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    504074.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    48

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/1-4 was drilled on the margin between the southern Vestland Arch and the Central Trough in the North Sea. The first well in the block, well 2/1-1 drilled in 1972, was abandoned after taking a kick in the Late Jurassic. The second well, well 2/1-2 drilled in1978 encountered water wet Late Jurassic sandstones. The 2/1-3 well was drilled in 1980 on the downthrown side of a NW-SE trending fault complex and found oil in a 60 m thick Late Jurassic sandstone. A second Jurassic sandstone in 2/1-3 (Ula Formation) was water wet. The primary objective of the 2/1-4 well was to appraise the oil in the Late Jurassic "2/1-3 sandstone" (Gyda member). Secondary objectives were to test the Ula and Bryne Formations and the Triassic.
    The well is reference well for the Vidar Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 2/1-4 was spudded with the semi-submersible installation Aladdin on 5 April 1982 and drilled to TD at 4525 m in the Late Permian Zechstein Group. The first and second spuds were unsuccessful and only the third spud, on 12 April and 60 + 50 ft in direction 315 deg away from the planned location, was successful. The 17 1/2" section from 633 to 2006 m and the upper part of the 12 1/4" section were drilled with severe swelling shale (gumbo) problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 633 m, with CMC/gypsum mud from 633 m to 2006 m, and with CMC/gypsum/lignoslulfonate mud from 2006 m to TD.
    Well 2/1-4 penetrated the top of the Late Jurassic sandstone at 4040 m and the log and core analysis confirmed the formation to be oil bearing. The log evaluation and core studies showed the Late Jurassic sandstone to consist of two main zones. The upper zone (4040 m to 4101 m) had a net pay of 47.9 m and an average water saturation of 30%. The lower zone (4101 m to 4137 m) had a net pay of 18.7m and an average water saturation of 62%. The secondary targets of the Ula and Bryne formations were penetrated at 4251 m and 4262 m respectively. Both formations were found to be water saturated. The top of the "Triassic Group" was penetrated at 4346 m and proved to be water wet. No shows were observed above base Cretaceous. Good oil shows were observed in the Late Jurassic sandstone down to 4137 m. Good shows were also recorded throughout a dolomitic mudstone section within the Haugesund Formation and poor shows were recorded in the sandstone within the Bryne and Gassum formations. In the Triassic poor shows were observed in the sandstone of the Skagerrak formation.
    Five cores were cut in the interval 4036 to 4138 m with 100% recovery in the Late Jurassic sandstone member. One RFT wire line fluid sample was taken at 4113.9 m. Only mud filtrate was recovered in the sample chambers.
    The well was permanently abandoned on 3 August 1982 as an oil appraisal.
    Testing
    Three drill stem tests were carried out in the Late Jurassic sandstone to determine whether an oil water/contact was present, confirm formation parameters and obtain samples of the reservoir fluids.
    DST 1 perforated the interval 4120.5 to 4129.7 m. It produced 1 bbl (0.16 m3) of oil during the flow period and an estimated 1.5-2 bbls on reversing out. A total of 18.6 bbls (3.0 m3) of water cushion was also produced at surface with no trace of formation water. H2S and CO2 levels were zero throughout the test. The produced oil density was 0.81 g/cm3. Production of dry oil from DST 1 proved the oil-water contact to be below 4130 m (4105 m MSL). The maximum bottom hole temperature recorded in DST 1 was 153 deg C.
    DST 2 perforated the intervals 4101 to 4110 m, 4112 to 4117 m, and 4120.5 to 4129.7 m. It produced dry oil at a final production rate of 182 Sm3 and gas at a final production rate of 20275 Sm3 through a 16/64" fixed choke. The GOR was 112 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.816 g/cm3. The gas gravity was 0.758 (air = 1) with 30 ppm H2S and 2.8% CO2. The maximum bottom hole temperature recorded in DST 2 was 159 deg C.
    DST 3 perforated the interval 4061.5 to 4087 m. It produced dry oil at a final production rate of 99 Sm3 and gas at a final production rate of 11412 Sm3 through an 8/64" fixed choke. The GOR was 115 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.816 g/cm3. The gas gravity was 0.750 (air = 1) with 8 ppm H2S and 2.6% CO2. The maximum bottom hole temperature recorded in DST 3 was 158 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    180.00
    4513.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4036.0
    4063.7
    [m ]
    2
    4063.9
    4082.4
    [m ]
    3
    4082.4
    4101.1
    [m ]
    4
    4101.1
    4119.4
    [m ]
    5
    4119.4
    4138.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    101.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4036-4042m
    Kjerne bilde med dybde: 4042-4048m
    Kjerne bilde med dybde: 4048-4054m
    Kjerne bilde med dybde: 4054-4060m
    Kjerne bilde med dybde: 4060-4063m
    4036-4042m
    4042-4048m
    4048-4054m
    4054-4060m
    4060-4063m
    Kjerne bilde med dybde: 4063-4069m
    Kjerne bilde med dybde: 4069-4075m
    Kjerne bilde med dybde: 4075-4081m
    Kjerne bilde med dybde: 4081-4082m
    Kjerne bilde med dybde: 4082-4088m
    4063-4069m
    4069-4075m
    4075-4081m
    4081-4082m
    4082-4088m
    Kjerne bilde med dybde: 4088-4094m
    Kjerne bilde med dybde: 4094-4100m
    Kjerne bilde med dybde: 4100-4101m
    Kjerne bilde med dybde: 4101-4107m
    Kjerne bilde med dybde: 4107-4113m
    4088-4094m
    4094-4100m
    4100-4101m
    4101-4107m
    4107-4113m
    Kjerne bilde med dybde: 4113-4119m
    Kjerne bilde med dybde: 4119-4119m
    Kjerne bilde med dybde: 4119-4125m
    Kjerne bilde med dybde: 4125-4131m
    Kjerne bilde med dybde: 4131-4137m
    4113-4119m
    4119-4119m
    4119-4125m
    4125-4131m
    4131-4137m
    Kjerne bilde med dybde: 4137-4138m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4137-4138m

  • 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
    165.0
    36
    172.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    625.0
    24
    633.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1997.0
    17 1/2
    2006.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3785.0
    12 1/4
    3793.0
    2.11
    LOT
    LINER
    7
    4210.0
    8 1/2
    4525.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4120
    4129
    0.0
    2.0
    4101
    4117
    6.3
    3.0
    4061
    4087
    3.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    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
    182
    20000
    0.816
    0.758
    112
    3.0
    99
    11000
    0.823
    0.750
    115

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CALI
    3785
    4500
    CBL
    3490
    4172
    CYBERDIP
    45
    3785
    DLL MSFL GR CAL SP
    3990
    4193
    HDT
    3785
    4500
    HRT
    70
    601
    HRT
    100
    2102
    HRT
    130
    2102
    ISF BHC GR SP
    91
    629
    ISF BHC GR SP
    3750
    4196
    ISF BHC GR SP CAL MAFL
    625
    2005
    ISF BHC MAFL GR CAL SP
    3897
    4512
    ISF BHC MSFL CAL GR SP
    1997
    3797
    ISF GR
    3897
    4510
    LDL CNL GR CAL
    3786
    4196
    LDL CNL GR CAL
    3990
    4510
    RFT GR
    3786
    4196
    SEISLOOK
    250
    4508
    WST
    250
    4508

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.78

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.25
    pdf
    0.73
    pdf
    1.71
    pdf
    0.32
    pdf
    0.27
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.22
    pdf
    17.22
    pdf
    5.19

  • 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
    0.20
    pdf
    0.32

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    171
    1.04
    seawater
    633
    1.11
    seawater
    2006
    1.57
    cmc/gyp
    3793
    1.62
    cmc/gyp-lig
    4525
    1.66
    cmc/gyp-lig

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3060.0
    [m]
    DC
    UNIVSHEF
    3080.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    3145.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    3165.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    3943.0
    [m]
    DC
    HRS
    3973.0
    [m]
    DC
    HRS
    3997.0
    [m]
    DC
    HRS
    4009.0
    [m]
    DC
    HRS
    4021.0
    [m]
    DC
    HRS
    4027.0
    [m]
    DC
    HRS
    4036.0
    [m]
    DC
    HRS
    4060.0
    [m]
    DC
    HRS
    4115.0
    [m]
    DC
    HRS
    4130.0
    [m]
    DC
    HRS
    4137.0
    [m]
    DC
    HRS
    4147.0
    [m]
    DC
    HRS
    4156.0
    [m]
    DC
    HRS
    4171.0
    [m]
    DC
    HRS
    4180.0
    [m]
    DC
    HRS
    4186.0
    [m]
    DC
    HRS
    4207.0
    [m]
    DC
    HRS
    4219.0
    [m]
    DC
    HRS
    4237.0
    [m]
    DC
    HRS
    4252.0
    [m]
    DC
    HRS
    4261.0
    [m]
    DC
    HRS
    4273.0
    [m]
    DC
    HRS
    4291.0
    [m]
    DC
    HRS
    4294.0
    [m]
    DC
    RRI
    4300.0
    [m]
    DC
    HRS
    4303.0
    [m]
    DC
    RRI
    4312.0
    [m]
    DC
    RRI
    4330.0
    [m]
    DC
    HRS
    4369.0
    [m]
    DC
    RRI
    4375.0
    [m]
    DC
    HRS
    4384.0
    [m]
    DC
    RRI
    4396.0
    [m]
    DC
    RRI
    4408.0
    [m]
    DC
    RRI
    4468.0
    [m]
    DC
    RRI
    4474.0
    [m]
    DC
    RRI
    4480.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4036.00
    [m ]
    4038.00
    [m ]
    4043.00
    [m ]
    4048.00
    [m ]
    4056.00
    [m ]
    4061.00
    [m ]
    4065.00
    [m ]
    4076.00
    [m ]
    4088.00
    [m ]
    4096.00
    [m ]
    4106.00
    [m ]
    4116.00
    [m ]
    4127.00
    [m ]
    4130.00
    [m ]
    4138.00
    [m ]