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

34/8-3

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.
    34/8-3
    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.
    34/8-3
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    581-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.07.1988
    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.
    14.09.1988
    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.
    14.09.1990
    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.
    21.12.2012
    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.
    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.
    MIDDLE 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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    382.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3328.0
    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).
    3320.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 24' 28.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 45.06'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6808456.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    475751.35
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    940

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-3 was drilled on the A-structure on the Visund Field. This is a NNE-SSW oriented elongated fault block with the Pre-Cretaceous strata dipping towards WNW. The A-Central fault divides the A-structure into the A-North and A-South compartments. The primary objectives of the well were to test the hydrocarbon potential of the Brent Group on the A-North compartment. Planned TD was 50 m into the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/8-3 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 14 July 1988 and drilled to TD at 3328 m (3320 m TVD) in the Early Jurassic Statfjord Formation. There were no problems with shallow gas. 9 5/8" casing was set at 2597 m instead of 2800 m due to higher pressure than prognosed in formation of Cretaceous age. Below 2600 m the well started to build some angle, up to 9.6 deg at the most. This resulted in 8 meter discrepancy between measured depth and vertical depth towards TD. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1302 m and with KCl/polymer mud from 1302 m to TD.
    Oil shows were recorded in thin sandstone stringers in the Kyrre Formation between 2364 m and 2555 m. The Brent Group was encountered at 2837 m. It contained a 90 m gas column and a 13 m oil column. The gas/oil contact was at 2929 m. The oil/water contact could not be established, but DST 1 produced clean oil from the interval 2935 to 2947 m. Oil shows were recorded on sandstone on cores down to 2951 m.
    Seven cores were cut in the interval 2839.0 to 2957.5 m in the Brent Group. The core depths are 1 m shallow compared to logger's depth. One RFT wire line fluid sample was taken at 2936 m. The 2 3/4 gallon chamber contained 9 litres water and mud filtrate, 0.6 litres oil and 0.14 Sm3 gas.
    Since the oil/water contact was not found, it was decided to sidetrack. The well bore was plugged back to 845 m and permanently abandoned on 14 September 1988 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the well.
    DST 1 tested the interval from 2935 to 2947 m in the oil zone in the Rannoch Formation. It produced 68 Sm3 oil and 18200 Sm3 gas /day through a 4.76 mm (12/64") choke. The GOR was 268 Sm3/Sm3, the oil density was 0.847 g/cm3, and the gas gravity was 0.635 (air = 1) with 1 % CO2 and 0 ppm H2S. The bottom hole temperature was 108.9 deg C, measured at 2895.8 m.
    DST 2 tested the interval from 2905 to 2921 m in the gas zone in the Rannoch Formation. It produced 613 Sm3 oil and 1540000 Sm3 gas /day through a 28.58 mm (72/64") choke. The GOR was 2520 Sm3/Sm3, the oil density was 0.0.775 g/cm3, and the gas gravity was 0.640 (air = 1) with 1.6 % CO2 and 1 ppm H2S. The bottom hole temperature was 110.8 deg C, measured at 2850.11 m.
    DST 3 tested the interval from 2868 to 2880 m in the gas zone in the Etive Formation. It produced 554 Sm3 oil and 1540000 Sm3 gas /day through a 25.4 mm (64/64") choke. The GOR was 2780 Sm3/Sm3, the oil density was 0.782 g/cm3, and the gas gravity was 0.648 (air = 1) with 1.5 % CO2 and 1 ppm H2S. The bottom hole temperature was 110.4 deg C, measured at 2825.56 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1320.00
    3327.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2839.0
    2849.0
    [m ]
    2
    2849.0
    2871.0
    [m ]
    3
    2871.0
    2895.0
    [m ]
    4
    2895.0
    2898.5
    [m ]
    5
    2899.0
    2927.0
    [m ]
    6
    2927.0
    2946.0
    [m ]
    7
    2946.0
    2957.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    117.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2839-2843m
    Kjerne bilde med dybde: 2846-2851m
    Kjerne bilde med dybde: 2851-2856m
    Kjerne bilde med dybde: 2856-2861m
    Kjerne bilde med dybde: 2861-2866m
    2839-2843m
    2846-2851m
    2851-2856m
    2856-2861m
    2861-2866m
    Kjerne bilde med dybde: 2866-2873m
    Kjerne bilde med dybde: 2873-2878m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2883-2888m
    2866-2873m
    2873-2878m
    2878-2883m
    2878-2883m
    2883-2888m
    Kjerne bilde med dybde: 2888-2893m
    Kjerne bilde med dybde: 2893-2897m
    Kjerne bilde med dybde: 2898-2903m
    Kjerne bilde med dybde: 2903-2908m
    Kjerne bilde med dybde: 2908-2913m
    2888-2893m
    2893-2897m
    2898-2903m
    2903-2908m
    2908-2913m
    Kjerne bilde med dybde: 2913-2918m
    Kjerne bilde med dybde: 2923-2927m
    Kjerne bilde med dybde: 2918-2923m
    Kjerne bilde med dybde: 2927-2932m
    Kjerne bilde med dybde: 2932-2937m
    2913-2918m
    2923-2927m
    2918-2923m
    2927-2932m
    2932-2937m
    Kjerne bilde med dybde: 2937-2942m
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2957m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2937-2942m
    2942-2947m
    2947-2953m
    2953-2957m

  • 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
    0.00
    0.00
    YES
    DST
    TEST1
    2935.00
    2947.00
    18.08.1988 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2905.00
    2921.00
    30.08.1988 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2868.00
    2880.00
    CONDENSATE
    08.09.1988 - 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
    491.0
    36
    970.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1302.0
    17 1/2
    1317.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2598.0
    12 1/4
    2622.0
    1.86
    LOT
    LINER
    7
    3312.0
    8 1/2
    3328.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2935
    2947
    4.8
    2.0
    2905
    2921
    28.6
    3.0
    2868
    2880
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    109
    2.0
    110
    3.0
    110
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    68
    18200
    0.847
    0.635
    268
    2.0
    613
    1540000
    0.775
    0.640
    2520
    3.0
    554
    1540000
    0.782
    0.648
    2776

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AMS
    2597
    3328
    CBL VDL
    1200
    3232
    CST GR
    2733
    3306
    DIL LSS GR SP
    1090
    3328
    DLL MSFL
    2597
    3328
    LDL CNL
    1090
    3328
    MWD
    402
    2838
    NGS
    2597
    3328
    RFT
    2842
    3302
    SHDT
    2597
    3312
    VSP
    800
    3230

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.06
    pdf
    15.67

  • 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
    0.22

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    419
    1.03
    WATER BASED
    15.07.1988
    482
    1.03
    WATER BASED
    19.07.1988
    491
    1.03
    WATER BASED
    19.07.1988
    970
    1.03
    WATER BASED
    19.07.1988
    1317
    1.03
    WATER BASED
    19.07.1988
    1317
    1.03
    WATER BASED
    21.07.1988
    1317
    1.20
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    1864
    1.36
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    2312
    1.41
    26.0
    16.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    2390
    1.52
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    13.09.1988
    2390
    1.52
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    14.09.1988
    2390
    1.52
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    15.09.1988
    2469
    1.46
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    2622
    1.52
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    2622
    1.52
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    2622
    1.52
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    28.07.1988
    2627
    1.52
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    01.08.1988
    2749
    1.52
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    01.08.1988
    2839
    1.60
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    01.08.1988
    2870
    1.60
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    01.08.1988
    2897
    1.70
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    09.09.1988
    2897
    1.70
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    08.09.1988
    2933
    1.70
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    02.09.1988
    2933
    1.70
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    05.09.1988
    2933
    1.70
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    06.09.1988
    2933
    1.70
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    07.09.1988
    2957
    1.60
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    04.08.1988
    2992
    1.60
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    08.08.1988
    3066
    1.60
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    08.08.1988
    3169
    1.60
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    08.08.1988
    3216
    1.60
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    08.08.1988
    3264
    1.60
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    09.08.1988
    3316
    1.66
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    23.08.1988
    3316
    1.66
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    23.08.1988
    3316
    1.70
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    30.08.1988
    3316
    1.70
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    31.08.1988
    3316
    1.66
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    19.08.1988
    3316
    1.66
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    19.08.1988
    3316
    1.69
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    25.08.1988
    3316
    1.69
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    26.08.1988
    3316
    1.69
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    29.08.1988
    3316
    1.70
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    30.08.1988
    3328
    1.60
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    15.08.1988
    3328
    1.60
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    10.08.1988
    3328
    1.60
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    11.08.1988
    3328
    1.60
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    12.08.1988
    3328
    1.66
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    15.08.1988
    3328
    1.66
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    15.08.1988
    3328
    1.66
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    16.08.1988

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2641.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2690.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2733.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2770.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2810.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2820.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2824.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2827.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2828.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2835.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2837.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2839.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2839.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2840.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2842.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2852.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2852.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2855.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2855.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2860.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2861.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2866.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2876.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2880.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2931.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2931.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2933.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2934.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2935.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2942.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2947.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2952.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2955.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2956.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2957.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2962.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2970.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2985.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2995.7
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2997.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3000.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    3015.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    3030.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3034.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3045.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3075.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3128.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3155.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3165.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3180.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3220.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3273.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3277.0
    [m]
    SWC
    HYDRO