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

34/8-9 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.
    34/8-9 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.
    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.
    34/8-9
    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.
    746-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.10.1992
    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.
    28.12.1992
    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.
    28.12.1994
    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.
    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.
    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.
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    301.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3530.0
    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).
    3382.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    37.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    118
    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 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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 18' 50.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 23' 17.89'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6798082.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    467241.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2029

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-9 S is located 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. Well 34/8-9 S was drilled on the southern part of the A-South compartment. The primary objective was to establish the inferred OWC at 3100m TVD and confirm the pressure regime in the Statfjord and Amundsen Formations. The secondary objective was to determine the hydrocarbon potential of the Cook Formation in the structure. The well was designed deviated in order that both objectives could be fully evaluated. Furthermore the spud location of the well was chosen so that an optimal, up-dip, sidetrack could be drilled in order to appraise the Lunde A-south gas condensate discovery.
    Operations and results
    Appraisal well 34/8-9 S was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 25 October 1992. The first 36" top hole was abandoned because after casing was set due to drill string lost in hole. The rig was moved 28 m from first spud location and re-spudded. The rig downtime for this well amounted to 30% of the total rig time. Most of this was drilling equipment repairs and fishing for equipment, but no single event had any serious consequence for the personnel or the well objectives. The well was drilled to TD at 3530 m in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1698 m and with HF-plus KCl/polymer mud from 1698 m to TD.
    The Viking Group, Draupne Formation was encountered at 2903. 5 m (2873.5 m TVD). Weak source rock shows were recorded in these shales. The Brent Group was encountered from 2922.5 m to 2983.5 m (2889.5 m TVD to 2940 m TVD). From a gross Brent Group thickness of 61m a net sand thickness of 47 m was identified, with average porosity of 20.8 %. Wire line logs confirmed ca 11 m oil column with an OWC at 2931 m (2900.6 m TVD). RFT pressure tests suggested a free water level around 2933 m (2902.6 m). The Formation pressure in the Brent Group revealed two separate water regimes, approximately 2.1 and 2.8 bar lower than the established common Brent water gradient on the Visund Field. The pressure data showed two separate water regimes also in the Statfjord Formation, ca 1.3 and 2.0 bar lower than the common water gradient interpreted from wells 34/8-1 and 34/8-5.
    The Cook, Statfjord and Lunde formations were all water wet. The Cook Formation had no shows, the Statfjord Formation had weak shows on the cores from 3170.5 m to 3196 m and the Lunde Formation had weak shows in the upper part from 3417 to 3426 m.
    Six conventional cores were cut in the well. One core was cut in the Nordland Group (Utsira Formation), two cores were taken in the Brent Group, and one core was taken over the Amundsen/Statfjord Formation boundary. Further two cores were taken in the Statfjord Formation. Two RFT fluid samples were taken at 2926.3 m (11 l oil, 0.84 Sm3 gas, and 2.6 l water/filtrate), and 3156 m (water/filtrate).
    The well was permanently abandoned on 28 December 1992 as an oil appraisal well.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1370.00
    3530.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1109.0
    1113.3
    [m ]
    2
    2936.0
    2947.5
    [m ]
    3
    2948.5
    2954.0
    [m ]
    5
    3170.5
    3176.0
    [m ]
    6
    3178.0
    3192.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    41.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1109-1113m
    Kjerne bilde med dybde: 1113-1113m
    Kjerne bilde med dybde: 2936-2940m
    Kjerne bilde med dybde: 2940-2944m
    Kjerne bilde med dybde: 2944-2947m
    1109-1113m
    1113-1113m
    2936-2940m
    2940-2944m
    2944-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2948-2952m
    Kjerne bilde med dybde: 2952-2954m
    Kjerne bilde med dybde: 3170-3174m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3176m
    Kjerne bilde med dybde: 3178-3182m
    2948-2952m
    2952-2954m
    3170-3174m
    3174-3176m
    3178-3182m
    Kjerne bilde med dybde: 3182-3186m
    Kjerne bilde med dybde: 3186-3190m
    Kjerne bilde med dybde: 3190-3192m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3182-3186m
    3186-3190m
    3190-3192m

  • 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
    414.0
    36
    415.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1344.0
    17 1/2
    1359.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2451.0
    12 1/4
    2467.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3530.0
    8 1/2
    3530.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL GR
    2070
    2449
    ACL GR SP
    2449
    3523
    COREGUN GR
    2895
    3149
    DIFL ACL GR SP CHT
    330
    2466
    DLL MLL GR
    1862
    3509
    FMT GR
    2921
    3290
    FMT GR
    2922
    3192
    FMT GR
    2926
    2926
    FMT GR
    2926
    2973
    FMT GR
    2931
    3486
    HEXDIP GR
    2449
    3506
    VSP
    480
    3520
    ZDL CN GR
    330
    1271
    ZDL CN GR
    2449
    3531

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.02
    pdf
    6.59

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.20
    pdf
    17.82

  • 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
    0.51
    pdf
    0.22

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1109
    1.20
    WATER BASED
    1350
    1.20
    WATER BASED
    1360
    1.05
    18.0
    WATER BASED
    1698
    1.30
    17.0
    WATER BASED
    1703
    1.30
    18.0
    WATER BASED
    1940
    1.37
    19.0
    WATER BASED
    2102
    1.41
    23.0
    WATER BASED
    2467
    1.43
    21.0
    WATER BASED
    2470
    1.51
    15.0
    WATER BASED
    2531
    1.51
    22.0
    WATER BASED
    2559
    1.51
    21.0
    WATER BASED
    2665
    1.51
    22.0
    WATER BASED
    2707
    1.51
    23.0
    WATER BASED
    2749
    1.51
    24.0
    WATER BASED
    2869
    1.60
    28.0
    WATER BASED
    2899
    1.62
    27.0
    WATER BASED
    2924
    1.64
    29.0
    WATER BASED
    3015
    1.64
    34.0
    WATER BASED
    3135
    1.64
    30.0
    WATER BASED
    3162
    1.64
    32.0
    WATER BASED
    3171
    1.65
    32.0
    WATER BASED
    3190
    1.64
    31.0
    WATER BASED
    3243
    1.64
    26.0
    WATER BASED
    3285
    1.64
    36.0
    WATER BASED
    3332
    1.64
    40.0
    WATER BASED
    3417
    1.64
    37.0
    WATER BASED
    3435
    1.64
    34.0
    WATER BASED
    3530
    1.67
    42.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [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
    2485.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2575.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2635.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2665.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2695.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2725.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2755.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2785.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2845.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2911.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2914.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2920.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2925.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2930.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2935.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2936.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2940.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2941.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2943.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2945.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2951.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2952.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2953.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2961.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2975.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2982.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2988.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2992.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2997.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3004.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3006.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3008.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3012.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3016.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3019.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3025.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3030.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3037.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3051.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3062.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3071.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3083.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3089.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3114.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3120.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3132.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3149.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3170.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3173.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3174.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3180.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3181.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3183.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3185.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3187.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3190.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3202.0
    [m]
    DC
    RRI
    3217.0
    [m]
    DC
    RRI
    3232.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3265.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3295.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3327.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3352.0
    [m]
    DC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3405.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3435.0
    [m]
    DC
    RRI
    3485.0
    [m]
    DC
    RRI
    3512.0
    [m]
    DC
    RRI