Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7/11-10 S

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.
    7/11-10 S
    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.
    SUSPENDED
    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.
    7/11-10
    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.
    641-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.07.1990
    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.
    10.09.1990
    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.
    10.09.1992
    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.
    19.10.2006
    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
    Reklassifisert fra brønnbane
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    78.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4566.0
    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).
    4241.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    50
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    169
    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.
    TRIASSIC
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 7' 12.51'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 29' 10.56'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6331018.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    468891.06
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1563

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/11-10 S was designed to drill the 7/11-A structure on the Mime Field, on the eastern margin of the Central Graben. The structure is salt induced and consists of a northern, western, eastern and a southern compartment. Oil is proven in the northern compartment by the 7/11-5 well in the Late Jurassic Ula formation sandstone. The reservoir sandstone was deposited in a shallow marine environment mainly by storm episodes into an approximately 100 km long and 20 km wide "fairway". Shales of the Late Jurassic Farsund- and Mandal formations make up the cap-rock. The well was to be vertical down to 2002 m MSL and then kicked off towards the target with an angle of 33.28 degrees. The primary objective was a long term test production from the oil-bearing Ula formation of Area 1 in the northern compartment. Secondary objective was to improve the geological control, and coring was supposed to give good information about the silica cementation above and below the OWC. Shallow gas was indicated in the interval from 318 m - to 425 m MSL.
    Operations and results
    Appraisal well 7/11-10 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 5 July 1990 and drilled to TD at 4566 m in the Triassic Smith Bank Formation. No shallow gas of importance, only background gas, was encountered while drilling. Gumbo problems were encountered in the upper part of the 17 1/2" hole, but hole conditions improved after increasing the mud weight. The well was kicked off at 2010 m in 40° direction, and the angle built to 35° at 2610 m. While pulling out, the bit came out with three cones lost. The string got stuck at 3740 m. Fishing operation was unsuccessful, and a cement plug was set above the fish. The hole was kicked off from the cement plug at 3550 m and sidetracked. No severe problems were experienced in the last part of the hole except from low penetration rate at times and some tight spots on the bit trips. The top hole was drilled with seawater and hi-vis pills down to 621 m, the 17 1/2" section was drilled with KCl/PHPA/PAC mud from 621 m to 1941 m, the 12 1/4" section from 1941 m to 4220 m was drilled oil based, and the final 8 1/2 section to TD was again drilled water based.
    The average petrophysical results from The Ula Formation and uppermost Triassic in well 7/11-10S was comparable to the discovery well 7/11-5. A total of 27 meters of net pay was penetrated, with porosities ranging from 13% up to 21%. The entire analysed Jurassic interval (4340.5-4395.5 m /4010.25-4062.75 m TVDMSL) in well 7/11-10S was regarded as oil bearing. The deepest oil observed in the well was at 4388 m (4053.5 m TVDMSL), which was regarded as an ODT. The lowermost 5 meters did not contain hydrocarbons, probably due to the extremely tight nature of the rock. This tight interval might also have acted as a vertical barrier, preventing hydrocarbons migrating into the somewhat more permeable Triassic sandstones. Also well 7/11-5 contained this impermeable section.
    No logs were run beneath 4493 m. Three cores were cut in the Ula Formation and uppermost Triassic, from 4350 to 4403 m. No fluid samples were obtained in the well bore
    The well was suspended on 10 September 1990 as an oil appraisal well.
    Testing
    The perforated interval for the test production was 4347 m through 4381 m (4016.6-4048.9 m TVDMSL). The long term production test was however to be performed in a re-entry.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    200.00
    4566.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4350.0
    4359.3
    [m ]
    2
    4366.0
    4388.7
    [m ]
    3
    4389.0
    4402.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4350-4354m
    Kjerne bilde med dybde: 4355-4359m
    Kjerne bilde med dybde: 4366-4370m
    Kjerne bilde med dybde: 4371-4375m
    Kjerne bilde med dybde: 4376-4380m
    4350-4354m
    4355-4359m
    4366-4370m
    4371-4375m
    4376-4380m
    Kjerne bilde med dybde: 4381-4385m
    Kjerne bilde med dybde: 4386-4388m
    Kjerne bilde med dybde: 4389-4393m
    Kjerne bilde med dybde: 4394-4398m
    Kjerne bilde med dybde: 4399-4402m
    4381-4385m
    4386-4388m
    4389-4393m
    4394-4398m
    4399-4402m

  • 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
    185.0
    36
    192.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    597.0
    24
    620.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1941.0
    17 1/2
    1957.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4205.0
    12 1/4
    4220.0
    1.97
    LOT
    LINER
    7
    4564.0
    8 1/2
    4566.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AMS
    4205
    4384
    CBL VDL CCL GR
    3269
    4054
    CBL VDL CCL GR
    4053
    4501
    CBL VDL GR
    1250
    1969
    DIL LSS GR
    1894
    4209
    DITE LSS GR AMS
    4205
    4505
    DITE MSFL GR
    4205
    4494
    GR
    125
    1950
    LDL CNL GR
    3205
    4486
    MWD - GR RES DIR
    102
    4566
    VELOCITY
    1950
    4060

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.20

  • 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
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    192
    1.20
    WATER BASED
    10.07.1990
    192
    1.03
    WATER BASED
    10.07.1990
    359
    1.60
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    27.09.1990
    425
    1.07
    6.0
    7.0
    WATER BASED
    11.07.1990
    611
    1.10
    9.0
    10.0
    WATER BASED
    12.07.1990
    611
    1.20
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    13.07.1990
    618
    1.20
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    1102
    1.30
    17.0
    13.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    1499
    1.44
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    1874
    1.50
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    17.07.1990
    1957
    1.53
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    18.07.1990
    1957
    1.52
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    19.07.1990
    1957
    1.50
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    20.07.1990
    2277
    1.52
    54.0
    12.0
    OIL BASED
    23.07.1990
    2741
    1.51
    50.0
    10.0
    OIL BASED
    23.07.1990
    2865
    1.52
    49.0
    12.0
    OIL BASED
    23.07.1990
    2952
    1.53
    51.0
    11.0
    OIL BASED
    24.07.1990
    3137
    1.52
    53.0
    10.0
    OIL BASED
    25.07.1990
    3167
    1.52
    51.0
    11.0
    OIL BASED
    26.07.1990
    3313
    1.51
    51.0
    10.0
    OIL BASED
    27.07.1990
    3388
    1.52
    53.0
    11.0
    OIL BASED
    30.07.1990
    3406
    1.53
    54.0
    10.0
    OIL BASED
    30.07.1990
    3434
    1.53
    50.0
    11.0
    OIL BASED
    09.08.1990
    3471
    1.52
    56.0
    10.0
    OIL BASED
    30.07.1990
    3488
    1.52
    55.0
    11.0
    OIL BASED
    31.07.1990
    3529
    1.52
    56.0
    10.0
    OIL BASED
    01.08.1990
    3557
    1.51
    55.0
    12.0
    OIL BASED
    10.08.1990
    3608
    1.52
    54.0
    9.0
    OIL BASED
    13.08.1990
    3626
    1.52
    56.0
    12.0
    OIL BASED
    02.08.1990
    3682
    1.52
    53.0
    9.0
    OIL BASED
    13.08.1990
    3725
    1.52
    49.0
    9.0
    OIL BASED
    03.08.1990
    3760
    1.52
    49.0
    9.0
    OIL BASED
    06.08.1990
    3760
    1.52
    41.0
    9.0
    OIL BASED
    06.08.1990
    3760
    1.52
    41.0
    9.0
    OIL BASED
    06.08.1990
    3810
    1.51
    46.0
    10.0
    OIL BASED
    13.08.1990
    3841
    1.52
    46.0
    11.0
    OIL BASED
    14.08.1990
    3937
    1.52
    42.0
    9.0
    OIL BASED
    15.08.1990
    3998
    1.52
    44.0
    10.0
    OIL BASED
    16.08.1990
    4020
    1.58
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    28.09.1990
    4075
    1.52
    47.0
    9.0
    OIL BASED
    17.08.1990
    4078
    1.52
    46.0
    9.0
    OIL BASED
    20.08.1990
    4099
    1.52
    44.0
    10.0
    OIL BASED
    20.08.1990
    4116
    1.52
    47.0
    10.0
    OIL BASED
    20.08.1990
    4126
    1.52
    47.0
    9.0
    OIL BASED
    21.08.1990
    4138
    1.52
    44.0
    9.0
    OIL BASED
    22.08.1990
    4159
    1.52
    49.0
    10.0
    OIL BASED
    23.08.1990
    4208
    1.52
    51.0
    10.0
    OIL BASED
    27.08.1990
    4220
    1.52
    43.0
    9.0
    OIL BASED
    27.08.1990
    4220
    1.52
    43.0
    8.0
    OIL BASED
    29.08.1990
    4220
    1.54
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    29.08.1990
    4220
    1.52
    43.0
    7.0
    OIL BASED
    27.08.1990
    4366
    1.55
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    31.08.1990
    4397
    1.54
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    03.09.1990
    4503
    1.54
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    03.09.1990
    4511
    1.58
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    4511
    1.53
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    4511
    1.50
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    4517
    1.60
    22.0
    4.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    4517
    1.60
    22.0
    4.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    4566
    1.57
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    03.09.1990
    4566
    1.57
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    4566
    1.60
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    05.09.1990
    4566
    1.60
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    06.09.1990
    4566
    1.60
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    07.09.1990

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4200.0
    [m]
    DC
    RRI
    4210.0
    [m]
    DC
    RRI
    4220.0
    [m]
    DC
    RRI
    4230.0
    [m]
    DC
    RRI
    4240.0
    [m]
    DC
    RRI
    4250.0
    [m]
    DC
    RRI
    4260.0
    [m]
    DC
    RRI
    4270.0
    [m]
    DC
    RRI
    4280.0
    [m]
    DC
    RRI
    4290.0
    [m]
    DC
    RRI
    4300.0
    [m]
    DC
    RRI
    4310.0
    [m]
    DC
    RRI
    4320.0
    [m]
    DC
    RRI
    4330.0
    [m]
    DC
    RRI
    4340.0
    [m]
    DC
    RRI
    4352.7
    [m]
    C
    RRI
    4355.5
    [m]
    C
    RRI
    4368.7
    [m]
    C
    RRI
    4369.8
    [m]
    C
    RRI
    4374.3
    [m]
    C
    RRI
    4382.6
    [m]
    C
    RRI
    4386.9
    [m]
    C
    RRI
    4390.7
    [m]
    C
    RRI
    4392.9
    [m]
    C
    RRI
    4394.6
    [m]
    C
    RRI
    4395.7
    [m]
    C
    RRI
    4402.4
    [m]
    C
    RRI
    4410.0
    [m]
    DC
    RRI
    4420.0
    [m]
    C
    RRI
    4430.0
    [m]
    DC
    RRI
    4440.0
    [m]
    DC
    RRI
    4450.0
    [m]
    DC
    RRI
    4460.0
    [m]
    DC
    RRI
    4470.0
    [m]
    DC
    RRI
    4480.0
    [m]
    DC
    RRI
    4490.0
    [m]
    DC
    RRI
    4500.0
    [m]
    DC
    RRI