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

6507/7-3

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.
    6507/7-3
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6507/7-3
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    475-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    52
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.07.1985
    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.
    18.09.1985
    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.
    18.09.1987
    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.
    18.12.2008
    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/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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    346.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2850.0
    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).
    2850.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 19' 1.31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 17' 44.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7245042.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    420591.73
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    482

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 6507/7-3 was drilled in the northern part of the Haltenbanken area, some 190 km west of the Norwegian coast. It was drilled to evaluate the "B" prospect in the intensely faulted zone that lies at the intersection of the Nordland Ridge in the northeast and the Halten Terrace in the south. The prospect was in a southward plunging horst block formed by a Late Jurassic tensional fault system. The well was drilled down dip from the 6507/7-2 discovery well. It was designed to test the Middle Jurassic sands to determine whether an oil leg was present.
    Operations and results
    Well 6507/7-3 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 29 July 1985 and drilled to TD at 2850 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. Few problems were experienced during operations on 6507/7-3, those that did occur were predominantly related to gumbo and tight hole conditions. There were no serious accidents or problems during the operation. A total of 54 days was spent on drilling, logging, testing, and completion. The well was drilled with sea water and gel sweeps down to 1030 m, and with gypsum/polymer mud from 1030 m to TD.
    The Late Cretaceous (Santonian) was found directly overlying the Middle Jurassic (Callovian) Fangst Group as anticipated. No hydrocarbon fluorescence or staining was observed until the top of the Fangst Group at 2367.5 m. The Fangst and Båt Group was found oil bearing down to claystones belonging to the Ror Formation at 2540 m. Patchy fluorescence and a slight hydrocarbon odour persisted down to 2448 m. Using gradients established from electric logs, excellent RFT pressure data, and fluid analysis, the true oil/water contact was however indicated to be at 2491 m. No hydrocarbon fluorescence or staining was observed on cores or ditch cuttings below 2448 m.
    Thirteen cores were cut from 2360 to 2470 m and 2500 to 2662 m with 96% recovery from the Late Cretaceous through to the Early Jurassic. Analysis of cores and logs indicated good porosities and permeabilities, particularly in the upper section. RFT fluid sampling was done in the Fangst and Båt Groups at 2390 m, 2393 m, 2395 m, 2410 m, 2417 m, 2432 m, 2433.5 m, and 2444.5 m
    The well was abandoned on 18 September 1985 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were undertaken, all of them testing the oil-bearing sands of the Fangst Group. The intervals perforated were: 2413 - 2430 m (DST 1), 2385 - 2400 m (DST 2), and 2368 - 2380 m (DST 3). At stabilized conditions on various choke sizes, peak production of oil on test was 870 Sm3/ day (5465 BOPD), with an oil gravity of 29 deg API. Associated gas production was 93000 Sm3/day (3.285 MMCFD) with a gravity of 0.67 with respect to air. The average temperatures measured at gauge carrier depth were 86.1, 85.9, and 84.8 deg C in DST, DST 2, and DST 3, respectively

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    460.00
    2846.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2360.0
    2360.7
    [m ]
    2
    2361.0
    2376.6
    [m ]
    3
    2381.0
    2386.7
    [m ]
    4
    2386.1
    2414.5
    [m ]
    5
    2415.0
    2442.8
    [m ]
    6
    2442.8
    2471.0
    [m ]
    7
    2500.0
    2519.7
    [m ]
    8
    2521.0
    2541.7
    [m ]
    9
    2543.0
    2569.1
    [m ]
    10
    2570.0
    2586.5
    [m ]
    11
    2587.0
    2616.5
    [m ]
    12
    2615.5
    2643.0
    [m ]
    13
    2643.0
    2661.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    264.4
    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
    DST1
    2413.00
    2430.00
    03.09.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2385.00
    2400.00
    08.09.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2368.00
    2380.00
    12.09.1985 - 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
    469.0
    36
    469.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1024.0
    26
    1030.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2291.0
    17 1/2
    2307.0
    1.75
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2307.0
    17 1/2
    2360.0
    1.75
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2832.0
    12 1/4
    2850.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2413
    2430
    21.0
    2.0
    2385
    2400
    24.0
    3.0
    2368
    2380
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    6.000
    5.000
    25.000
    88
    2.0
    6.000
    4.000
    25.000
    87
    3.0
    6.000
    5.000
    25.000
    85
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    772
    86027
    0.870
    0.680
    112
    2.0
    870
    93021
    0.909
    0.737
    227
    3.0
    823
    89510
    0.808
    0.745
    417

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    1500
    2804
    CBL VDL GR CCL
    2291
    2291
    CST
    2310
    2832
    DIL LSS GR SP
    2292
    2847
    DLL MSFL GR SP
    2292
    2706
    FDC CNL GR
    2140
    2846
    ISF LSS MSFL GR SP
    469
    1027
    ISF LSS MSFL GR SP
    1024
    2137
    LDT CNL GR
    1024
    2140
    LDT CNL NGS
    2292
    2845
    MWD - GYRO MULTISHOT
    375
    2834
    RFT
    2369
    2601
    SHDT
    2235
    2845
    VSP
    473
    2834

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    371
    371
    1472
    1906
    1906
    1990
    1990
    2021
    2081
    2368
    2368
    2400
    2412
    2434
    2434
    2499
    2720

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.79
    pdf
    2.65

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.38
    pdf
    1.92

  • 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
    0.29
    pdf
    0.22

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    469
    1.14
    100.0
    57.5
    WATER BASED
    30.07.1985
    469
    1.03
    100.0
    47.8
    WATER BASED
    31.07.1985
    469
    1.07
    100.0
    WATER BASED
    30.07.1985
    469
    1.14
    100.0
    57.5
    WATER BASED
    30.07.1985
    469
    1.03
    100.0
    47.8
    WATER BASED
    31.07.1985
    1030
    1.16
    8.0
    37.6
    WATER BASED
    05.08.1985
    1030
    1.14
    7.0
    234.6
    WATER BASED
    01.08.1985
    1030
    1.16
    8.0
    37.6
    WATER BASED
    05.08.1985
    1035
    1.09
    48.0
    105.0
    WATER BASED
    07.08.1985
    1630
    1.29
    59.0
    105.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    1983
    1.38
    22.0
    148.4
    WATER BASED
    09.08.1985
    2248
    1.38
    27.0
    1056.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    2307
    1.38
    26.0
    105.6
    WATER BASED
    08.08.1985
    2307
    1.38
    25.0
    96.0
    WATER BASED
    12.08.1985
    2307
    1.26
    15.0
    67.2
    WATER BASED
    12.08.1985
    2307
    1.26
    16.0
    62.4
    WATER BASED
    13.08.1985
    2307
    1.39
    23.0
    1008.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    2307
    1.38
    26.0
    105.6
    WATER BASED
    08.08.1985
    2307
    1.38
    25.0
    96.0
    WATER BASED
    12.08.1985
    2307
    1.26
    15.0
    67.2
    WATER BASED
    12.08.1985
    2307
    1.26
    16.0
    62.4
    WATER BASED
    13.08.1985
    2360
    1.26
    17.0
    67.2
    WATER BASED
    15.08.1985
    2381
    1.26
    18.0
    99.0
    WATER BASED
    19.08.1985
    2419
    1.26
    19.0
    96.0
    WATER BASED
    19.08.1985
    2470
    1.26
    19.0
    96.0
    WATER BASED
    19.08.1985
    2521
    1.26
    18.0
    115.0
    WATER BASED
    17.08.1985
    2566
    1.26
    18.0
    23.0
    WATER BASED
    21.08.1985
    2588
    1.26
    19.0
    110.4
    WATER BASED
    21.08.1985
    2643
    1.27
    21.0
    124.8
    WATER BASED
    23.08.1985
    2776
    1.27
    19.0
    115.2
    WATER BASED
    26.08.1985
    2850
    1.27
    16.0
    105.0
    WATER BASED
    26.08.1985
    2850
    1.27
    16.0
    95.7
    WATER BASED
    24.08.1985

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2141.0
    [m]
    DC
    OD
    2159.0
    [m]
    DC
    OD
    2186.0
    [m]
    DC
    OD
    2201.0
    [m]
    DC
    OD
    2231.0
    [m]
    DC
    OD
    2255.0
    [m]
    C
    OD
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2321.0
    [m]
    DC
    OD
    2345.0
    [m]
    DC
    OD
    2359.1
    [m]
    C
    SAGA
    2359.5
    [m]
    C
    SAGA
    2360.0
    [m]
    C
    OD
    2360.3
    [m]
    C
    OD
    2361.0
    [m]
    C
    OD
    2361.7
    [m]
    C
    OD
    2362.6
    [m]
    C
    OD
    2362.9
    [m]
    C
    OD
    2363.4
    [m]
    C
    OD
    2363.7
    [m]
    C
    OD
    2364.0
    [m]
    C
    OD
    2365.0
    [m]
    C
    OD
    2365.5
    [m]
    C
    SAGA
    2365.5
    [m]
    C
    OD
    2366.0
    [m]
    C
    OD
    2366.3
    [m]
    C
    OD
    2367.0
    [m]
    C
    OD
    2367.3
    [m]
    C
    OD
    2367.4
    [m]
    C
    SAGA
    2367.6
    [m]
    C
    SAGA
    2367.7
    [m]
    C
    OD
    2368.0
    [m]
    C
    OD
    2373.0
    [m]
    C
    OD
    2376.0
    [m]
    C
    OD
    2382.7
    [m]
    C
    OD
    2383.5
    [m]
    C
    OD
    2404.0
    [m]
    C
    OD
    2408.4
    [m]
    C
    OD
    2410.9
    [m]
    C
    OD
    2469.5
    [m]
    C
    OD
    2471.1
    [m]
    C
    OD
    2523.1
    [m]
    C
    OD