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

7220/11-1

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.
    7220/11-1
    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
    Pressemelding
    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.
    BARENTS 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.
    7220/11-1
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1527-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    74
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.08.2014
    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.
    17.10.2014
    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.
    17.10.2016
    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.
    19.10.2016
    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.
    TRIASSIC
    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.
    UNDEFINED GP
    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.
    CARBONIFEROUS
    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.
    FALK FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    30.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    388.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2251.0
    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).
    2251.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    83
    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 CARBONIFEROUS
    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.
    UGLE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 3' 26.82'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 32' 45.67'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8004336.37
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    690463.21
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7503

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/11-1 was drilled on the Alta prospect on the southern part of the Loppa High in the Barents Sea. The primary objective was to test sandstones of the Triassic Kobbe Formation and Permian to Carboniferous carbonates of the Ørn Formation. The secondary objective was to test carbonates and sandstones of the Carboniferous Falk Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 7220/11-1 was spudded with the semi-submersible installation Island Innovator on 5th August 2014 and drilled to TD at 2251 m in the Late Carboniferous Ugle Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater down to 588.4 m and with Aqua-Drill mud from 588.4 m to TD.
    Numerous shows, of variable quality, was described in thin sandstones in the upper part of the Triassic Snadd Formation (624 m, 727 - 737 m, 822 m, 845 - 9924 m, 1246 m, 1280 m, 1298 m, and 1329 - 1349 m). The well did not encounter reservoir quality in the primary Alta Kobbe Formation target. A 26 m thick Triassic conglomerate unit was encountered at 1897 m. This unit rests directly on carbonates of the Carboniferous Falk Formation. The Ørn Formation was not present in the well. The Triassic conglomerates and the Falk carbonates were found to be hydrocarbon bearing with a total column height of 57 m (11 m gas column over a 46 m oil leg). The gas/oil contact is interpreted to be at 1908.1 m. Organic geochemical analyses of the oil show an abundance of tricyclic terpanes combined with a light carbon isotopic composition, typical of the Barents region Triassic source rocks. The oil/water contact is interpreted to be at 1954 m. Below the Falk Formation the Ugle Formation had 122 m gross sandstones. These sandstones were described as clear translucent, occasionally yellowish-orange  quartz  (common  moderate  brown  coating)  with  moderate  brown  to  reddish  brown argillaceous matrix. The grain size is mostly fine to medium, but up to coarse.
    The reservoir section was cored in four cores from 1904 m to 1977.5 m with 99 to 100% recovery.  MDT fluid samples were taken at 1900.7 m (condensate), 1912.0 m (oil), 1919.5 m (oil), 1939.7 m (oil), 1986.8 m (water), and 1999.5 m (water).
    The well was permanently abandoned on 17 October 2014 as an oil and gas discovery.
    Testing
    The well was perforated in two separate intervals in the Falk Formation (1934.8-1945.0 m) and the Triassic Conglomerates (1912.9-1921.4 m). While flowing from the lower perforations alone before acid stimulation, well productivity was low. After acid stimulation of the lower zone and perforation of the upper zone, a good productivity was achieved. The final flow rate was 520 Sm3/day oil and 48 600 Sm3/day gas through a 36/64 inch fixed choke; the GOR was 94 Sm3/Sm3, and the downhole temperature was 72.7 °C at 1935 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    600.00
    2250.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1904.0
    1928.0
    [m ]
    2
    1928.0
    1954.2
    [m ]
    3
    1954.3
    1964.0
    [m ]
    4
    1964.0
    1977.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    73.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    1A
    1946.50
    1937.00
    OIL
    02.10.2014 - 00:00
    YES
    DST
    1B
    1921.00
    1913.00
    OIL
    05.10.2014 - 00:00
    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
    486.0
    36
    489.5
    0.00
    SURF.COND.
    20
    588.4
    26
    594.0
    1.34
    FIT
    PILOT HOLE
    594.0
    9 7/8
    594.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1196.0
    17 1/2
    1202.0
    1.50
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1764.1
    12 1/4
    1770.5
    1.50
    FIT
    LINER
    7
    2049.8
    8 1/2
    2251.0
    0.00

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1935
    1945
    14.3
    2.0
    1913
    1921
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    42
    2.0
    46
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    518
    49000
    95
    2.0
    530
    48000
    90

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CCL GR SBT VDL
    1337
    1754
    GR GEOW
    753
    2238
    MRCH JAR GR PCOR
    1777
    2219
    MRCH JAR TTRM DSL CN ZDL ORIT XM
    1752
    2214
    MRCH JAR TTRM DSL FLEX MREX
    1869
    2011
    MRCH JAR TTRM DSL FLEX MREX
    1890
    2108
    MRCH JAR TTRM DSL STAR ORIT UXPL
    1196
    1753
    MRCH JAR TTRM DSL STAR ORIT UXPL
    1762
    2239
    MRCH JAR TTRM RLVP RCX GR
    1328
    1340
    MWD - ATK MXT OTK SDTK CCN ORD Z
    1082
    1770
    MWD - MXT OTK SDTK ZTK BCPM NBG
    537
    1202
    MWD - OTK BCPM
    418
    489
    MWD - OTK SDTK BCPM
    462
    592
    MWD - OTK SDTK CCN ORD BCPM II
    1694
    2249
    SC PO SAT PQ IFA MS PC ADT GR
    1880
    2210

  • Litostratigrafi

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    465
    1.40
    16.0
    Water Based
    472
    1.03
    2.0
    Water Based
    472
    1.20
    11.0
    Water Based
    490
    1.03
    120.0
    Water Based
    539
    1.20
    11.0
    Water Based
    594
    1.40
    7.0
    Water Based
    594
    1.20
    20.0
    Water Based
    594
    1.03
    20.0
    Water Based
    598
    1.19
    15.0
    Water Based
    869
    1.21
    17.0
    Water Based
    1202
    1.20
    19.0
    Water Based
    1692
    1.20
    16.0
    Water Based
    1774
    1.14
    21.0
    Water Based
    1928
    1.16
    18.0
    Water Based
    2051
    1.14
    1.0
    Brine
    2051
    1.16
    11.0
    Water Based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    610.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    850.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1202.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1480.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1580.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1600.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1782.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1818.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1836.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1851.1
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1854.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1859.9
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1863.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1863.2
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1872.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1873.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1881.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1890.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1895.6
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1896.5
    [m]
    SWC
    ROBERT
    1899.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1902.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1904.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1905.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1906.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1908.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1909.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1910.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1911.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1912.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1913.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1914.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1915.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1916.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1917.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1918.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1919.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1919.4
    [m]
    C
    APT
    1919.9
    [m]
    C
    APT
    1920.5
    [m]
    C
    APT
    1921.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1922.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1922.7
    [m]
    C
    APT
    1923.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1924.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1924.7
    [m]
    C
    APT
    1925.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1925.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1926.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1927.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1928.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1929.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1930.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1931.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1931.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1935.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1939.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1940.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1949.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1951.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1956.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1957.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1964.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1968.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1971.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1975.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1976.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1998.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2016.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2022.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2031.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2058.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2073.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2091.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2112.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1906.30
    [m ]
    1907.60
    [m ]
    1915.82
    [m ]
    1918.28
    [m ]
    1923.01
    [m ]
    1924.25
    [m ]
    1930.80
    [m ]
    1935.72
    [m ]
    1936.60
    [m ]
    1941.75
    [m ]
    1946.55
    [m ]
    1949.27
    [m ]
    1950.77
    [m ]
    1951.35
    [m ]
    1953.55
    [m ]
    1954.57
    [m ]
    1959.10
    [m ]
    1960.20
    [m ]
    1963.83
    [m ]
    1965.20
    [m ]
    1971.72
    [m ]
    1973.35
    [m ]
    1974.18
    [m ]
    1976.89
    [m ]
    1977.35
    [m ]
    1988.00
    [m ]
    1902.00
    [m ]
    1977.00
    [m ]
    1983.00
    [m ]
    1989.00
    [m ]
    1995.00
    [m ]
    1998.00
    [m ]
    2001.00
    [m ]
    2004.00
    [m ]
    2007.00
    [m ]
    2013.00
    [m ]
    2016.00
    [m ]
    2019.00
    [m ]
    2022.00
    [m ]
    2025.00
    [m ]
    2031.00
    [m ]
    2034.00
    [m ]
    2037.00
    [m ]
    2043.00
    [m ]
    2049.00
    [m ]
    2055.00
    [m ]
    2061.00
    [m ]
    2067.00
    [m ]
    2073.00
    [m ]
    2076.00
    [m ]
    2079.00
    [m ]
    2085.00
    [m ]
    2091.00
    [m ]
    2097.00
    [m ]
    2100.00
    [m ]
    2103.00
    [m ]
    2106.00
    [m ]
    2109.00
    [m ]
    2112.00
    [m ]
    2118.00
    [m ]