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

2/2-5

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.
    2/2-5
    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.
    2/2-5
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    705-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    105
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.11.1991
    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.
    19.02.1992
    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.
    19.02.1994
    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.
    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.
    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.
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    63.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4082.0
    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).
    4081.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    160
    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° 50' 5.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 27' 22.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6299246.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    527846.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1846

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective of the exploration well 2/2-5 was to test the hydrocarbon potential of the Upper Jurassic Ula Formation situated in the Epsilon structure. The structure is a salt induced anticline situated on a rotated, down thrown fault block in the Ula-Gyda Fault zone. The Oligocene Vade Formation was the secondary target.  A seismic anomaly indicated a potential gas accumulation in this zone.
    Operations and results
    Well 2/2-5 was spudded by the semi submersible rig Treasure Saga on November 7 1991 and completed February 20 1992 in Permian Zechstein Group. The well was drilled with spud mud down to 918 m, with KCl mud from 918 m to 3484 m, and with HITEMP Polymer mud from 3484 m to TD.
    The well penetrated mainly claystone with minor sandstone in Nordland, Hordaland, and Rogaland Group. The Vade Formation (within Hordaland Group) proved to be water bearing.  After drilling throughout a typical sequence of the Shetland and Cromer Knoll groups, the top of the Tyne Group was encountered at 3418 m. The Ula Formation, which was reached at 3538 m, consisted of an interbedded sequence of sandstone, siltstone, and shale.
    A 5-meter thick oil bearing zone within the Ula Formation was encountered at 3671 m. An attempt made to obtain an oil sample using RFT failed as the fluid chambers contained mud filtrate only. Geochemical analyses of oil from the DST revealed an unusual chemical and isotopic composition unlike any oil in the area. Sediments interpreted to be Triassic age were penetrated at 3989 m and may represent either a fault gouge above salt or the up thrown fault block. The well was permanently abandoned as an oil discovery on 19 February 1992.
    Testing
    One DST test was performed over the interval 3671.25 m to 3675.5 m. The well flowed oil at maximum rate 600 Sm3 / day. The oil had a density of 0.86 g/cm3 and the GOR was 44.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    920.00
    4080.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3592.0
    3609.0
    [m ]
    2
    3678.0
    3706.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3592-3597m
    Kjerne bilde med dybde: 3597-3602m
    Kjerne bilde med dybde: 3602-3607m
    Kjerne bilde med dybde: 3607-3609m
    Kjerne bilde med dybde: 3678-3683m
    3592-3597m
    3597-3602m
    3602-3607m
    3607-3609m
    3678-3683m
    Kjerne bilde med dybde: 3683-3688m
    Kjerne bilde med dybde: 3688-3693m
    Kjerne bilde med dybde: 3693-3698m
    Kjerne bilde med dybde: 3698-3703m
    Kjerne bilde med dybde: 3703-3706m
    3683-3688m
    3688-3693m
    3693-3698m
    3698-3703m
    3703-3706m

  • 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
    TEST-1
    3670.00
    2666.00
    OIL
    12.02.1992 - 19:30
    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
    188.0
    36
    190.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    903.0
    26
    905.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2362.0
    17 1/2
    2364.0
    1.75
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3349.0
    12 1/4
    3350.0
    2.02
    LOT
    LINER
    7
    4082.0
    8 1/2
    4082.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3666
    3670
    7.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    141
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    600
    44

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    2227
    3365
    DIL MSFL LSS LDL CNL TLC
    3352
    3627
    DLL LSS LDL CST
    903
    2365
    DLL LSS LDL VDL CST
    2363
    3353
    MWD - GR RES DIR
    188
    190
    MWD DPR - GR RES DIR
    190
    918
    MWD DPR - GR RES DIR
    3365
    4082
    MWD MNP MDL DPR
    3555
    4087
    MWD RGD - GR RES DIR
    918
    3365
    RFT TLC
    3610
    3679
    SHDT
    3352
    3627
    VSP
    2360
    3349
    VSP TLC
    3522
    3722

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.61

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.97
    pdf
    1.99

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    19.59

  • 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
    0.49
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    162
    1.05
    WATER BASED
    190
    1.10
    WATER BASED
    502
    1.10
    WATER BASED
    918
    1.20
    WATER BASED
    1029
    1.20
    27.0
    WATER BASED
    1333
    1.39
    31.0
    WATER BASED
    1680
    1.39
    36.0
    WATER BASED
    1937
    1.41
    41.0
    WATER BASED
    2044
    1.45
    40.0
    WATER BASED
    2377
    1.45
    41.0
    WATER BASED
    2523
    1.45
    33.0
    WATER BASED
    2704
    1.45
    37.0
    WATER BASED
    2790
    1.48
    43.0
    WATER BASED
    2906
    1.48
    39.0
    WATER BASED
    3034
    1.48
    32.0
    WATER BASED
    3140
    1.48
    31.0
    WATER BASED
    3148
    1.48
    28.0
    WATER BASED
    3283
    1.50
    35.0
    WATER BASED
    3334
    1.52
    37.0
    WATER BASED
    3349
    1.51
    20.0
    WATER BASED
    3365
    1.52
    34.0
    WATER BASED
    3381
    1.52
    27.0
    WATER BASED
    3418
    1.50
    25.0
    WATER BASED
    3475
    1.50
    17.0
    WATER BASED
    3484
    1.50
    16.0
    WATER BASED
    3660
    1.54
    18.0
    WATER BASED
    3666
    1.54
    20.0
    WATER BASED
    3865
    1.51
    20.0
    WATER BASED
    3951
    1.51
    19.0
    WATER BASED
    3972
    1.51
    22.0
    WATER BASED
    3981
    1.51
    20.0
    WATER BASED
    3985
    1.51
    19.0
    WATER BASED
    4059
    1.51
    18.0
    WATER BASED
    4082
    1.51
    20.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    3320.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3421.0
    [m]
    DC
    RRI
    3429.0
    [m]
    DC
    RRI
    3441.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3459.0
    [m]
    DC
    RRI
    3468.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3489.0
    [m]
    DC
    RRI
    3501.0
    [m]
    DC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3519.0
    [m]
    DC
    RRI
    3531.0
    [m]
    DC
    RRI
    3531.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3540.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3549.0
    [m]
    DC
    RRI
    3560.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    RRI
    3580.0
    [m]
    DC
    RRI
    3582.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3588.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3592.1
    [m]
    C
    UOSHE
    3592.2
    [m]
    C
    RRI
    3593.7
    [m]
    C
    RRI
    3594.1
    [m]
    C
    UOSHE
    3595.5
    [m]
    C
    UOSHE
    3599.7
    [m]
    C
    UOSHE
    3601.0
    [m]
    C
    UOSHE
    3602.2
    [m]
    C
    UOSHE
    3604.0
    [m]
    C
    UOSHE
    3607.0
    [m]
    C
    UOSHE
    3608.0
    [m]
    C
    UOSHE
    3608.6
    [m]
    C
    RRI
    3609.0
    [m]
    C
    UOSHE
    3612.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3624.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3630.0
    [m]
    DC
    RRI
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3645.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3663.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3678.2
    [m]
    C
    RRI
    3678.2
    [m]
    C
    UOSHE
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3683.4
    [m]
    C
    UOSHE
    3689.2
    [m]
    C
    UOSHE
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3695.3
    [m]
    C
    UOSHE
    3703.0
    [m]
    C
    UOSHE
    3705.0
    [m]
    C
    RRI
    3705.8
    [m]
    C
    RRI
    3711.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3726.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3729.0
    [m]
    DC
    RRI
    3741.0
    [m]
    DC
    RRI
    3744.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3756.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3759.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3771.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3789.0
    [m]
    DC
    RRI
    3789.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3801.0
    [m]
    DC
    RRI
    3807.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3810.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    3819.0
    [m]
    DC
    RRI
    3819.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3822.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3831.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3849.0
    [m]
    DC
    RRI
    3849.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3861.0
    [m]
    DC
    RRI
    3867.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3879.0
    [m]
    DC
    RRI
    3891.0
    [m]
    DC
    RRI
    3894.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3903.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3909.0
    [m]
    DC
    RRI
    3921.0
    [m]
    DC
    RRI
    3924.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3942.0
    [m]
    DC
    RRI
    3945.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3969.0
    [m]
    DC
    RRI
    3972.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3981.0
    [m]
    DC
    RRI
    3987.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    3990.0
    [m]
    DC
    RRI
    4002.0
    [m]
    DC
    RRI
    4011.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4032.0
    [m]
    DC
    RRI
    4041.0
    [m]
    DC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4059.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    4062.0
    [m]
    DC
    RRI
    4071.0
    [m]
    DC
    RRI
    4077.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI