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

24/9-3

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.
    24/9-3
    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).
    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.
    24/9-3
    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.
    275-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.01.1981
    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.
    15.04.1981
    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.
    15.04.1983
    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.
    29.06.2004
    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.
    EOCENE
    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.
    FRIGG 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.
    120.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3051.0
    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).
    3051.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    75
    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 CRETACEOUS
    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.
    JORSALFARE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 22' 25.38'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 46' 27.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6582460.55
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    430341.20
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    346

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 24/9-3 was drilled by Conoco for the Conoco/Statoil/Norsk Hydro/Hudbay PL 039 partnership. The well lies in the west-central part of block 24/9, close to the Norway/UK median line. The location was chosen to test an apparent sand build-up, observable on seismic lines, in the Lower Tertiary part of the section. The sand build-up was thought to correspond to the Lower Eocene Frigg Sand Formation, which forms the reservoir in the Frigg Field.
    Operations and results
    Well 24/9-3 was spudded with the semi-submersible installation SEDCO 704 on 28 January 1981 and drilled to TD at 3051 m in the Late Cretaceous Jorsalfare Formation. The duration of the well was 81 days, 20 of which were spent testing. A 36" hole was drilled to 207.6 m / 681 ft and 30" casing set to same depth. A 17 1/2" pilot hole was drilled to 518.2 m, logged, and then opened to 26". 20" x-56 casing was set at 503.2 m. A 17 1/2" hole was drilled to 1600.2 m, logged, and 13 3/8" N-80 casing was set at 1587.1 m. A 12 1/4" hole was drilled and cored to 2049.8 m, logged, and 9 5/8" N-80 casing was set then drilled to TD and logged. The well was drilled with spud mud to 518 m, with Dextrid/gel from 518 m to 853 m, with gel/lime from 853 m to 1067 m, with seawater/gel/Dextrid from 1067 m to 1600 m, and with seawater/lime/Dextrid mud from 1600 m to TD.
    The Lower Eocene sands (Frigg Formation) were encountered 141 m high to prognosis at 1739 m. This shows that the sands correspond to a higher and less distinct build-up on the seismic. The build-up originally mapped corresponded to the Paleocene Tuff level and contained shales and water-wet Paleocene Sands. A gross interval of 92 m of Early Eocene Sands was penetrated. The uppermost 70 m, from 1739 m, were hydrocarbon bearing down to an OWC at 1809 m, while the lowermost 22 m (1809-1831m) were water bearing. Patchy oil shows were observed down to 1870 m, no shows were recorded below this depth. Core analysis carried out by Geco indicated residual oil saturations of 13.4 % - 32.4 % and that the sands, where present, were of excellent reservoir quality with porosities of up to 39% and permeabilities in the 2-4 Darcy range.
    A single RFT result and the results of DST3 in the upper part of the Frigg Formation reservoir (1739.5 m û1747 m) combine to indicate the possibility that a gas zone existed in the interval 1739 m (Top Sand) - 1765m. There is, however, no indication of gas on the logs and the poor results from DST3 suggested that the zone tested was essentially tight.
    Bubble point measurements carried out at well site and subsequently confirmed in the laboratory by Flopetrol showed that the crude in the proven oil zone is under saturated. It therefore follows that the gas zone, if present, represents a separate accumulation and is not in pressure contact with the oil zone.
    Five cores were cut in the interval 1777.9 m to 1797.7 m in the Early Eocene sands. The core depths were generally ca 5 m deep to logger's depth. Geochemical samples were taken at 30 m intervals from 13 3/8" casing to TD.
    The well was permanently abandoned as an oil discovery on 15 April 1981.
    Testing
    After logging at TD the well was plugged back to 1995.5 m and three zones were tested using prepacked screens and a coiled tubing nitrogen unit for artificial lift. Three drill-stem tests were carried out on the hydrocarbon interval. Tests 1 (1797 m to 1805 m) and 2 (1765.4 m to 1773 m) in the lower part of the reservoir produced 21.5 - 23¦ API oil at rates 39 Sm3 oil/day and 86 Sm3 oil/day, respectively. Test 3 in the uppermost part of the reservoir gave only a small trickle of gas.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    2959.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1777.9
    1780.8
    [m ]
    2
    1783.4
    1787.0
    [m ]
    3
    1788.0
    1788.6
    [m ]
    4
    1788.9
    1794.6
    [m ]
    5
    1794.6
    1797.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    15.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1777-1780m
    Kjerne bilde med dybde: 1780-1780m
    Kjerne bilde med dybde: 1783-1785m
    Kjerne bilde med dybde: 1786-1787m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1788m
    1777-1780m
    1780-1780m
    1783-1785m
    1786-1787m
    1787-1788m
    Kjerne bilde med dybde: 1788-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1788-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1788-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1794-1797m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1788-1794m
    1788-1794m
    1788-1794m
    1794-1797m

  • 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
    1
    1796.00
    1805.00
    OIL
    21.03.1981 - 00:00
    YES
    DST
    1764.40
    1782.20
    01.04.1981 - 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
    207.6
    36
    207.6
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    503.2
    26
    518.2
    1.38
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1587.1
    17 1/2
    1600.2
    1.64
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3051.0
    12 1/4
    3051.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1805
    1796
    0.0
    2.0
    1782
    1775
    50.8
    3.0
    1747
    1739
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    39
    1000
    0.916
    0.650
    26
    2.0
    86
    2400
    0.925
    0.630
    28
    3.0
    1000
    0.562

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CNL CCL GR
    970
    2036
    CST
    1611
    1995
    CST
    2048
    3020
    DDBHC GR
    1719
    1925
    DLL MSFL GR SP
    1584
    2033
    FDC CNL GR CAL
    1583
    3042
    HDT CAL
    1584
    3035
    ISF DDBHC GR SP
    514
    2037
    ISF DDBHC GR SP
    1916
    3041
    RFT
    1754
    1802
    VSP
    348
    3030

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.42

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.56

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    54.09

  • 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
    0.10
    pdf
    0.25

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    450
    1.14
    200.0
    spud mud
    860
    1.04
    50.0
    water based
    1290
    1.11
    64.0
    water based
    1490
    1.11
    87.0
    water based
    1770
    1.23
    48.0
    water based
    1910
    1.32
    55.0
    water based
    2240
    1.31
    50.0
    water based
    2550
    1.25
    55.0
    water based
    2720
    1.25
    62.0
    water based
    2930
    1.20
    57.0
    water based

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1590.0
    [m]
    DC
    PSER
    1611.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1625.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1633.0
    [m]
    DC
    PSER
    1655.5
    [m]
    SWC
    PSER
    1663.0
    [m]
    DC
    PSER
    1686.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1693.0
    [m]
    DC
    PSER
    1719.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1723.0
    [m]
    DC
    PSER
    1739.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1750.0
    [m]
    DC
    PSER
    1766.5
    [m]
    SWC
    PSER
    1778.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1779.7
    [m]
    C
    PSER
    1783.0
    [m]
    DC
    PSER
    1784.3
    [m]
    C
    PSER
    1797.0
    [m]
    C
    PSER
    1810.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1844.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1855.0
    [m]
    DC
    PSER
    1867.5
    [m]
    SWC
    PSER
    1873.0
    [m]
    DC
    PSER
    1894.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1903.0
    [m]
    DC
    PSER
    1921.0
    [m]
    SWC
    PSER
    1933.0
    [m]
    DC
    PSER
    1948.0
    [m]
    DC
    PSER
    1963.0
    [m]
    DC
    PSER
    1978.0
    [m]
    DC
    PSER
    1993.0
    [m]
    DC
    PSER
    1995.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2008.0
    [m]
    DC
    PSER
    2018.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2023.0
    [m]
    DC
    PSER
    2038.0
    [m]
    DC
    PSER
    2053.0
    [m]
    DC
    PSER
    2068.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2077.0
    [m]
    DC
    PSER
    2098.0
    [m]
    DC
    PSER
    2113.0
    [m]
    DC
    PSER
    2118.0
    [m]
    DC
    PSER
    2128.0
    [m]
    DC
    PSER
    2144.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2158.0
    [m]
    DC
    PSER
    2176.0
    [m]
    DC
    PSER
    2188.0
    [m]
    DC
    PSER
    2203.0
    [m]
    DC
    PSER
    2233.0
    [m]
    DC
    PSER
    2248.0
    [m]
    DC
    PSER
    2263.0
    [m]
    DC
    PSER
    2278.0
    [m]
    DC
    PSER
    2293.0
    [m]
    DC
    PSER
    2308.0
    [m]
    DC
    PSER
    2325.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2329.0
    [m]
    DC
    PSER
    2338.0
    [m]
    DC
    PSER
    2353.0
    [m]
    DC
    PSER
    2368.0
    [m]
    DC
    PSER
    2386.0
    [m]
    DC
    PSER
    2398.0
    [m]
    DC
    PSER
    2413.0
    [m]
    DC
    PSER
    2436.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2443.0
    [m]
    DC
    PSER
    2458.0
    [m]
    DC
    PSER
    2473.0
    [m]
    DC
    PSER
    2491.0
    [m]
    DC
    PSER
    2503.0
    [m]
    DC
    PSER
    2518.0
    [m]
    DC
    PSER
    2533.0
    [m]
    DC
    PSER
    2544.0
    [m]
    DC
    PSER
    2563.0
    [m]
    DC
    PSER
    2578.0
    [m]
    DC
    PSER
    2595.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2608.0
    [m]
    DC
    PSER
    2627.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2638.0
    [m]
    DC
    PSER
    2653.0
    [m]
    DC
    PSER
    2668.0
    [m]
    DC
    PSER
    2683.0
    [m]
    DC
    PSER
    2698.0
    [m]
    DC
    PSER
    2716.0
    [m]
    DC
    PSER
    2737.0
    [m]
    DC
    PSER
    2749.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2761.0
    [m]
    DC
    PSER
    2773.0
    [m]
    DC
    PSER
    2788.0
    [m]
    DC
    PSER
    2803.0
    [m]
    DC
    PSER
    2825.0
    [m]
    SWC
    PSER
    2830.0
    [m]
    DC
    PSER