Brønnbane: 34/10-30 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-30
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	lenke
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.	GULLFAKS SØR
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/10-2 Gullfaks Sør
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-30
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	050
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Den norske stats oljeselskap a.s
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	501-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	DYVI STENA
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	115
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	16.01.1986
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.	12.05.1986
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.	12.05.1988
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.	28.05.2003
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.	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/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
2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	EARLY JURASSIC
2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	STATFJORD GP
3. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	LATE TRIASSIC
3. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.	LUNDE 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.	133.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3785.0
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).	3773.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	11.5
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	143
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° 6' 31.07'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 15' 23.92'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6775275.64
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	459930.95
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	877

Well 34/10-30 was the fifth well drilled on Gullfaks Sør. The well was the "continuation" of the junked well 34/10-28, which was plugged and abandoned at 528 m. Well 34/10-30 was drilled on the Alpha structure, and designed to test for hydrocarbon accumulations in the North East part of the structure. The main objectives were the Brent and Statfjord sandstones. The Lower Jurassic Cook sandstone, which had been water bearing in the other Gullfaks Sør wells, was considered a secondary objective, as was the penetration of the oil/water contact. Prognosed depth was 3435 m.

Operations

Appraisal well 34/10-30 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 16 January 1986 and drilled to TD at 3785 m in the Triassic Lunde Formation. Drilling proceeded without significant problems, but 20" casing was set early due to shallow gas in the interval 332-340 m. The well was drilled with spud mud down to 232 m, with PAC/polymer mud from 232 m to 325 m, with gypsum / PAC mud from 325 m to 1898 m, with gypsum/PAC/"Borewell" mud from 1898 m to 2845 m, and with Lignite/"Borewell" mud from 2845 m to TD.

A four-meter thick Brent sandstone was encountered at 2941 m. The sandstone showed a milky white to pale yellow fluorescence with a slow white streaming cut and a C1/C2 mud gas ratio that indicate a gas bearing formation. The Cook Formation was dry. The top of the Statfjord Formation was at 3120 m, approximately 100 m higher than prognosed. The formation was all filled with oil and gas and had a gas-oil contact at 3251.6 m. The Lunde Formation was reached at 3375 m. The formation was oil bearing with no defined oil-water contact. The oil/water contact was expected at 3395 m. This was not the case and drilling of a 6" section thus commenced past the prognosed depth. The oil water contact was difficult to define, but there is reason to believe it to be at approximately 3712 m. Twenty-two cores were cut in the well, 9 in the Lunde Formation, 12 in the Statfjord Formation, and one in the Dunlin Group. One segregated RFT sample was collected in the Lunde Formation at 3554.0 m. The bottom part of the well was plugged back into the 7" liner without permission from NPD. The well was tested and subsequently plugged and abandoned on 12 may 1986 as an oil and gas appraisal well.

Testing

Three drill stem tests were performed. DST No 1 (3460 m to 3473 m) in the Lunde Formation flowed 418 Sm3 oil /d with a GOR of 146 Sm3/Sm3 through a 12.7 mm choke, DST No 2 (3296 m to 3317 m) in the oil zone in the Statfjord Formation flowed 1161 Sm3 oil /d with a GOR of 102 Sm3/Sm3 through a 17.5 mm choke, while DST No 3 (3125 m to 3155 m) in the gas zone in the Statfjord Formation flowed 352 Sm3 oil/d and 1151000 Sm3 gas/d (GOR = 3270 Sm3/Sm3) through a 17.5 mm choke.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
230.00	3782.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2942.4	2945.8	[m ]
2	3125.0	3146.0	[m ]
3	3146.0	3171.7	[m ]
4	3173.0	3179.5	[m ]
5	3179.5	3186.5	[m ]
6	3186.5	3199.5	[m ]
7	3199.5	3217.6	[m ]
8	3217.5	3235.6	[m ]
9	3235.5	3252.8	[m ]
10	3252.5	3270.2	[m ]
11	3270.5	3288.8	[m ]
12	3288.8	3305.2	[m ]
13	3306.0	3326.6	[m ]
14	3411.0	3429.4	[m ]
15	3429.0	3446.0	[m ]
16	3446.5	3465.0	[m ]
17	3465.0	3478.5	[m ]
18	3543.0	3561.3	[m ]
19	3561.5	3579.8	[m ]
20	3548.0	3597.5	[m ]
21	3597.5	3615.0	[m ]
22	3615.5	3633.7	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	392.2

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

2942-2946m	3125-3131m	3131-3137m	3137-3143m	3143-3146m

3146-3152m	3152-3158m	3158-3164m	3164-3170m	3170-3172m

3173-3179m	3179-3180m	3180-3185m	3185-3187m	3187-3192m

3192-3198m	3198-3200m	3199-3205m	3205-3211m	3211-3217m

3217-3218m	3218-3222m	3223-3229m	3229-3235m	3235-3236m

3235-3240m	3241-3247m	3247-3253m	3252-3258m	3264-3270m

3270-3271m	3270-3276m	3276-3282m	3288-3289m	3282-3288m

3288-3294m	3294-3300m	3300-3306m	3306-3312m	3312-3318m

3318-3324m	3411-3417m	3417-3423m	3423-3429m	3429-3430m

3429-3435m	3435-3441m	3441-3446m	3446-3452m	3452-3458m

3458-3464m	3464-3465m	3465-3471m	3471-3477m	3477-3479m

3543-3549m	3549-3555m	3555-3581m	3561-3562m	3561-3567m

3567-3573m	3573-3579m	3579-3580m	3579-3585m	3585-3591m

3591-3597m	3597-3598m	3597-3603m	3603-3609m	3609-3615m

3615-3621m	3621-3627m	3627-3633m	3633-3634m

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Test tidspunkt	Prøver tilgjengelig
DST	TEST1	3460.00	3473.00	15.04.1986 - 03:42	YES
DST	TEST2	3297.00	3318.00	21.04.1986 - 20:50	YES
DST	TEST3	3125.00	3155.00	30.04.1986 - 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	231.0	36	235.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	320.0	26	329.0	1.33	LOT
INTERM.	13 3/8	1886.0	17 1/2	1898.0	1.80	LOT
INTERM.	9 5/8	2831.0	12 1/2	2845.0	0.00	LOT
LINER	7	3785.0	8 1/2	3785.0	1.99	LOT

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	3460	3473	12.7
2.0	3297	3318	17.5
3.0	3125	3155	17.5

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0	7.600		25.900	129
2.0		9.000	29.200	126
3.0			43.100	118

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	418	61000	0.863	0.694	146
2.0	1150	118000	0.859	0.662	102
3.0	352	1151000	0.790	0.658	3271

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL VDL GR	155	2832
CBL VDL GR	300	1885
CBL VDL GR	2671	3500
CBL VDL GR	3046	3163
CST GR	1887	2845
DLL MSFL GR	2832	3497
DLL MSFL GR	3500	3783
DLWD - GR RES DIR	236	3500
DLWD - NMR P-K	3125	3319
DLWD - NMR P-K	3411	3479
ISF LSS MSFL GR	319	1405
ISF LSS MSFL GR	1322	1896
ISF LSS MSFL GR	1887	2845
ISF LSS MSFL GR	2832	3365
ISF LSS MSFL GR	2832	3499
ISF LSS MSFL GR	3500	3787
ISF LSS MSFL GR	3500	3677
LDL CNL GR	319	1898
LDL CNL GR	1887	2846
LDL CNL GR	3500	3787
LDL CNL NGS	2832	3500
RFT GR	2919	3146
RFT GR	3133	3302
RFT GR	3542	3766
SHDT GR	2832	3483
SHDT GR	3500	3787
VSP	319	3787

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
158	NORDLAND GP
920	UTSIRA FM
951	HORDALAND GP
1785	ROGALAND GP
1785	BALDER FM
1856	LISTA FM
2006	SHETLAND GP
2918	CROMER KNOLL GP
2941	BRENT GP
2945	DUNLIN GP
2945	DRAKE FM
2950	COOK FM
2983	AMUNDSEN FM
3120	STATFJORD GP
3375	HEGRE GP
3375	LUNDE FM

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
877	pdf	0.81

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
877_1	pdf	1.87
877_2	pdf	0.27

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
877_34_10_30_COMPLETION_REPORT_AND_LOG	pdf	36.37

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
877_01_WDSS_General_Information	pdf	0.28
877_02_WDSS_completion_log	pdf	0.34

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
634	1.12	17.0	11.0	WATER BASED	23.01.1986
898	1.15	20.0	12.5	WATER BASED	23.01.1986
1718	1.17	56.0	25.0	WATER BASED	31.01.1986
1776	1.20	58.0	16.0	WATER BASED	03.02.1986
1887	1.27	62.0	15.5	WATER BASED	03.02.1986
1898	1.30	61.0	13.5	WATER BASED	04.02.1986
1905	1.35	52.0	9.8	WATER BASED	11.02.1986
1928	1.40	52.0	9.8	WATER BASED	11.02.1986
2043	1.45	52.0	9.8	WATER BASED	11.02.1986
2100	1.56	56.0	8.4	WATER BASED	11.02.1986
2151	1.55	56.0	8.4	WATER BASED	11.02.1986
2204	1.60	56.0	8.4	WATER BASED	11.02.1986
2476	1.62	51.0	7.4	WATER BASED	12.02.1986
2750	1.62	57.0	10.0	WATER BASED	16.02.1986
2770	1.67	50.0	7.0	WATER BASED	16.02.1986
2777	1.67	55.0	8.0	WATER BASED	16.02.1986
2944	1.65	21.0	4.5	WATER BASED	11.03.1986
3133	1.65	21.0	4.5	WATER BASED	11.03.1986
3146	1.65	21.0	4.5	WATER BASED	11.03.1986
3365	1.60	20.0	4.5	WATER BASED	11.03.1986
3500	1.50	20.0	6.0	WATER BASED	25.03.1986
3675	1.50	23.0	5.7	WATER BASED	01.04.1986
3693	1.50	24.0	5.2	WATER BASED	03.04.1986

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
2910.0	[m]	DC	GEOCH
2922.0	[m]	DC	GEOCH
2934.0	[m]	DC	GEOCH
2942.3	[m]	DC	GEOCH
2952.0	[m]	DC	GEOCH
3125.9	[m]	C	HYDRO
3133.7	[m]	C	HYDRO
3140.4	[m]	C	HYDRO
3146.8	[m]	C	HYDRO
3153.5	[m]	C	HYDRO
3158.9	[m]	C	HYDRO
3162.4	[m]	C	HYDRO
3167.9	[m]	C	HYDRO
3179.6	[m]	C	HYDRO
3185.9	[m]	C	HYDRO
3192.5	[m]	C	HYDRO
3196.9	[m]	C	HYDRO
3201.7	[m]	C	HYDRO
3204.1	[m]	C	HYDRO
3211.6	[m]	C	HYDRO
3214.4	[m]	C	HYDRO
3217.5	[m]	C	HYDRO
3228.9	[m]	C	HYDRO
3233.3	[m]	C	HYDRO
3240.7	[m]	C	HYDRO
3251.6	[m]	C	HYDRO
3255.6	[m]	C	HYDRO
3261.0	[m]	C	HYDRO
3262.5	[m]	C	HYDRO
3273.3	[m]	C	HYDRO
3283.6	[m]	C	HYDRO
3288.2	[m]	C	HYDRO
3292.1	[m]	C	HYDRO
3294.4	[m]	C	HYDRO
3297.1	[m]	C	HYDRO
3309.4	[m]	C	HYDRO
3316.7	[m]	C	HYDRO
3318.3	[m]	C	HYDRO
3320.6	[m]	C	HYDRO
3323.5	[m]	C	HYDRO
3411.4	[m]	C	HYDRO
3417.7	[m]	C	HYDRO
3420.9	[m]	C	HYDRO
3426.9	[m]	C	HYDRO
3431.7	[m]	C	HYDRO
3440.6	[m]	C	HYDRO
3448.3	[m]	C	HYDRO
3453.8	[m]	C	HYDRO
3459.7	[m]	C	HYDRO
3469.8	[m]	C	HYDRO
3472.9	[m]	C	HYDRO
3474.7	[m]	C	HYDRO

34/10-30