Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/8-8 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.
    25/8-8 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).
    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
    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.
    25/8-8
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    823-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    34
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.08.1995
    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.
    24.09.1995
    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.
    24.09.1997
    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.
    29.08.2003
    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/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.
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL 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.
    126.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2592.0
    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).
    2343.7
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    35.5
    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 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.
    DRAUPNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 25' 51.87'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 24' 18.73'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6588357.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    466254.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2646

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/8-8 S was drilled to test the Paleocene Heimdal Formation sandstones (Tau Prospect) located southeast of the Jotun Field and north east of the Balder Field on the east margin of the South Viking Graben. The well was planned with flexibility to be sidetracked into two other reservoir segments from the same 13 3/8" casing. The well proved oil in the target and two sidetracks were drilled. Well 25/8-8 A was the first sidetrack and the objective was to appraise the discovery in the primary well and to evaluate the sand quality in the eastern segment of the Tau Structure. Well 25/8-8 B was the second sidetrack and the objective was to appraise and evaluate resource potential in the western segment of the 25/8-8 S Discovery and to confirm oil-water and possibly gas-oil contacts.
    Operations and results
    Exploration well 25/8-8 S was spudded with the semi-submersible installation "Vildkat Explorer" on 22 August 1995 and drilled deviated to TD at 2592 m (2343.7 m TVD SS) in the Late Jurassic Draupne Formation. The well was drilled to 1058 m with seawater and high viscosity gel pills. From 1058 m to TD the well was drilled using an oil-based mud, "Safemul". MWD-GR-Res was used during drilling. MWD-resistivity failed at 872 m and the hole was drilled to 1058 m without resistivity log. No shallow gas was observed. The 13 3/8" casing was set at 1046.5 m.
    When the second run with the MDT was done, the MDT cable became stuck. The cable broke at the casing shoe, leaving the tool and about 1000 m of cable in the hole. A fishing job was performed to get the tool and cable out. The fishing job was successful and the rest of the logging program was completed.
    The target Heimdal Formation was penetrated at 2236 m and was found hydrocarbon bearing. A GOC is indicated within the interval 2244.9-2252.0 m (2057.0-2063.0 m TVD SS) based on ELAN log analysis, pressure analysis and geochemical analyses. Available well data indicate an OWC at 2283.5 m (2089.3 m TVD SS) with oil saturation up to 5 m TVD deeper. Three 27-metre cores were cut in the Lista and Heimdal Formations in the interval 2228 m to 2309 m. Fluid samples were taken in the first MDT run at 2244.2 m (gas) and 2260.0 m (oil). After testing the well was plugged back to the 13 3/8" casing and the casing pulled to get ready for the first sidetrack, 25/8-8 A.
    Sidetrack 25/8-8 A was kicked off from below the 13 3/8" casing shoe at 1080 m on 26 September 1995 and drilled to a TD of 2601.3 m (2158.1 m TVD SS) in the Early Paleocene Ty Formation. The wellbore was drilled with "Safemul" oil based mud from kick off to TD. Based on MDT pressures and extensive MDT sampling 25/8-8 A confirmed oil and gas in the Heimdal Formation with a GOC estimated at 2057.8 m TVD SS and an OWC estimated at 2094.5 m TVD SS. It also proved the amount of sand and reservoir quality decrease eastwards from the original 25/8-8 S well location. Borehole 25/8-8 A was not drill stem tested. Four conventional cores were cut in the Lista and Heimdal Formations in the interval 2414 m to 2522 m. MDT fluid samples were recovered from the Heimdal Formation at depths 2430 m (gas),& 2445.6 m (gas), 2453 m (oil), and 2457.8 m (oil). Post-well organic geochemical analyses indicated some "diesel" contamination in the oil samples. After logging sidetrack 25/8-8A was plugged and abandoned as an oil and gas appraisal well.
    The second sidetrack, 25/8-8 B, was kicked off from 1080 m on 11 October 1995 and drilled to a total depth of 2510 m (2152 m TVD SS) in the Paleocene Lista Formation. The well was drilled with oil-based mud from kick off to TD.
    Pressures and extensive MDT sampling confirmed the oil and water gradients and defined the OWC in the Heimdal Formation. The oil water contact was found at 2428.9 m (2094.7 m TVD SS). The well was not drill stem tested. Three cores were cut in the Lista and Heimdal Formations from 2375 m to 2441 m. After logging sidetrack 25/8-8 B was plugged back and abandoned as an oil and gas appraisal well.
    The primary wellbore 25/8-8 S was permanently abandoned on October 24, 1995 as an oil and gas discovery, named the 25/8-8 S Jotun Discovery.
    Testing
    Well 25/8-8 S was drill stem tested. The main interval 2258 m - 2267 m produced a little sand (1%) at 795 Sm3/day and was chocked back to 628 Sm3/day for the main flow. GOR was 70 Sm3/Sm3.& After the main flow, a lower interval 2275-2279 m was perforated with tubing conveyed gun and the two intervals were flowed co-mingled at 1065 Sm3/day with traces of sand. GOR was 70 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1070.00
    2590.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2228.0
    2252.8
    [m ]
    2
    2255.0
    2282.0
    [m ]
    3
    2282.0
    2309.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    78.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2228-2233m
    Kjerne bilde med dybde: 2233-2238m
    Kjerne bilde med dybde: 2238-2243m
    Kjerne bilde med dybde: 2243-2248m
    Kjerne bilde med dybde: 2248-2252m
    2228-2233m
    2233-2238m
    2238-2243m
    2243-2248m
    2248-2252m
    Kjerne bilde med dybde: 2255-2260m
    Kjerne bilde med dybde: 2260-2265m
    Kjerne bilde med dybde: 2265-2270m
    Kjerne bilde med dybde: 2270-2275m
    Kjerne bilde med dybde: 2275-2280m
    2255-2260m
    2260-2265m
    2265-2270m
    2270-2275m
    2275-2280m
    Kjerne bilde med dybde: 2280-2282m
    Kjerne bilde med dybde: 2282-2287m
    Kjerne bilde med dybde: 2287-2292m
    Kjerne bilde med dybde: 2292-2297m
    Kjerne bilde med dybde: 2297-2302m
    2280-2282m
    2282-2287m
    2287-2292m
    2292-2297m
    2297-2302m
    Kjerne bilde med dybde: 2302-2307m
    Kjerne bilde med dybde: 2307-2309m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2302-2307m
    2307-2309m

  • 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
    211.0
    36
    212.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1046.0
    17 1/2
    1046.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2592.0
    8 1/2
    2592.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2258
    2267
    50.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.600
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1067
    75900
    0.850
    0.730
    71

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT IPL EPT GR
    1046
    2584
    CBL
    1500
    2539
    CST GR
    1175
    2555
    DSI GR
    1046
    2285
    DSI UBI GR
    2125
    2587
    MDT GR
    2237
    2260
    MDT GR
    2238
    2238
    MDT GR
    2238
    2463
    MWD - GR RES DIR
    206
    2583
    PLT
    2256
    2300
    VSP
    480
    2505

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.95
    pdf
    1.64

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    65.30

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    157
    1.05
    DUMMY
    1058
    1.05
    DUMMY
    1175
    1.43
    47.0
    OIL BASED
    2115
    1.43
    44.0
    OIL BASED
    2229
    1.43
    44.0
    OIL BASED
    2295
    1.45
    41.0
    OIL BASED
    2460
    1.43
    41.0
    OIL BASED
    2506
    1.43
    40.0
    OIL BASED
    2543
    1.08
    DUMMY
    2544
    1.43
    39.0
    OIL BASED
    2592
    1.08
    DUMMY

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1175.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1335.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1362.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1400.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1625.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1779.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1853.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1968.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2026.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2057.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2062.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2095.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2108.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2139.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2155.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2163.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2172.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2173.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2177.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2191.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2205.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2209.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2215.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2217.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2234.0
    [m]
    C
    STRAT
    2238.0
    [m]
    C
    STRAT
    2245.0
    [m]
    C
    STRAT
    2249.0
    [m]
    C
    STRAT
    2256.0
    [m]
    C
    STRAT
    2260.0
    [m]
    C
    STRAT
    2267.0
    [m]
    C
    STRAT
    2267.0
    [m]
    C
    RRI
    2270.0
    [m]
    C
    RRI
    2272.0
    [m]
    C
    STRAT
    2272.0
    [m]
    C
    RRI
    2273.8
    [m]
    C
    RRI
    2275.0
    [m]
    C
    RRI
    2277.0
    [m]
    C
    STRAT
    2279.0
    [m]
    C
    RRI
    2282.5
    [m]
    C
    RRI
    2284.0
    [m]
    C
    STRAT
    2298.0
    [m]
    C
    STRAT
    2308.0
    [m]
    C
    STRAT
    2308.0
    [m]
    C
    STRAT
    2314.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2323.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2324.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2331.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2346.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2353.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2365.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2378.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2395.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2403.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2418.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2437.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2442.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2452.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2485.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2491.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2498.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2502.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2542.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2547.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2550.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2565.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT