Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-7

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.
    30/9-7
    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.
    30/9-7
    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.
    592-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.
    02.11.1988
    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.
    23.12.1988
    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.
    23.12.1990
    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.
    12.01.2015
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    98.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3565.0
    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).
    3563.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    146
    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.
    NANSEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 25' 4.76'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 45' 7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6698146.38
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486338.28
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1306

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-7 was drilled on the B-prospect in the Oseberg South area. The prospect is an easterly tilted fault block, separated from the Omega structure by a NNW-SSE trending normal fault. The objective was to prove oil in the Brent Group sandstones and define an oil/water contact.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-7 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 2 November 1988 and drilled to TD at 3565 m in the Early Jurassic Nansen Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 1072 m and KCl/polymer mud from 1072 m to TD.
    Well 30/9-7 encountered oil in the Brent Group, Tarbert Formation. No additional hydrocarbon bearing intervals were found. The Tarbert Formation (2810 - 2903 m) was oil bearing down to 2827 m (OWC from RFT). The net pay was estimated to be 13.6 m and average water saturation calculated to 37.9%. Average porosity was 21.2%. RFT results showed no pressure communication with well 30/9-4 in the Omega structure within the Tarbert Formation. Some oil shows were described in thin sandstone stringers at the base of the Våle Formation and down into limestones in the uppermost Shetland Group (2375 m to 2382 m). Below OWC in the Tarbert Formation, sandstones had no to weak petroleum odour and cut fluorescence down to 2880 m and brown dead oil stain and weak cut fluorescence down to 2885 m.
    Two cores were cut in the Tarbert Formation from 2832 m to 2888 m. RFT fluid samples were taken at 2818.2 m (oil, water and filtrate) and at 2828.6 m (water and filtrate).
    The well was suspended on 23 December 1988. It was permanently plugged and abandoned on 7 August 2003. It is classified as an oil discovery.
    Testing
    One production test was performed in the interval 2811.0 - 2822.0 m in the Tarbert Formation. The test produced on average 540 Sm3 oil and 75600 Sm3 gas /day on a 12.7 mm choke. The GOR was 140 Sm3/Sm3, the oil density was 0.849 g/cc and the gas gravity 0.693 (air-1). The bottom hole temperature measured at 2759.7 m was 108.0 °C. The well produced 1% CO2 and no H2S.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1080.00
    3465.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2832.0
    2857.8
    [m ]
    2
    2860.0
    2887.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    52.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2832-2837m
    Kjerne bilde med dybde: 2837-2842m
    Kjerne bilde med dybde: 2842-2847m
    Kjerne bilde med dybde: Høy: 2847-2852m
    Kjerne bilde med dybde: Lav: 2847-2852m
    2832-2837m
    2837-2842m
    2842-2847m
    Høy: 2847-2852m
    Lav: 2847-2852m
    Kjerne bilde med dybde: 2852-2857m
    Kjerne bilde med dybde: 2857-2858m
    Kjerne bilde med dybde: 2860-2865m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2870m
    Kjerne bilde med dybde: 2970-2875m
    2852-2857m
    2857-2858m
    2860-2865m
    2865-2870m
    2970-2875m
    Kjerne bilde med dybde: 2875-2880m
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2885-2887m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2875-2880m
    2880-2885m
    2885-2887m

  • 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
    TEST1
    2811.00
    2822.00
    01.01.1989 - 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
    207.0
    36
    207.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1057.0
    17 1/2
    1072.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2756.0
    12 1/4
    2770.0
    1.50
    LOT
    LINER
    7
    2953.0
    8 1/2
    3565.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2811
    2822
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    540
    75600
    0.849
    0.693
    140

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    2230
    2755
    CBL VDL
    2690
    2850
    CST
    2775
    3480
    DIL LSS GR SP
    2755
    3567
    DIL LSS LDL CNL GR SP
    1055
    2769
    DLL MSFL GR
    2755
    3190
    FEWD
    2817
    3106
    LDL CNL NGT CAL
    2755
    3565
    MWD
    121
    2770
    RFT HP AMS
    2812
    3167
    SHDT
    2350
    2768
    VSP
    1100
    3290
    VSP
    1100
    2870

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.20
    pdf
    3.60

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.45
    pdf
    15.22

  • 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
    0.22
    pdf
    0.26

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    350
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    22.12.1988
    350
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    23.12.1988
    350
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    28.12.1988
    638
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    07.11.1988
    1072
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    07.11.1988
    1072
    1.20
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    10.11.1988
    1329
    1.45
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    10.11.1988
    1334
    1.45
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    11.11.1988
    1675
    1.45
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    14.11.1988
    1964
    1.45
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    2252
    1.45
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    2356
    1.45
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    2386
    1.45
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    2433
    1.45
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    16.11.1988
    2525
    1.45
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    17.11.1988
    2555
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    21.12.1988
    2589
    1.45
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    18.11.1988
    2639
    1.45
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    2712
    1.45
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    2745
    1.45
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    2770
    1.45
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    22.11.1988
    2770
    1.45
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    24.11.1988
    2770
    1.26
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    29.11.1988
    2817
    1.25
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    29.11.1988
    2832
    1.25
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    29.11.1988
    2860
    1.25
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    29.11.1988
    2888
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    13.12.1988
    2888
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    14.12.1988
    2888
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    15.12.1988
    2888
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    16.12.1988
    2888
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    19.12.1988
    2888
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    20.12.1988
    2890
    1.25
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    29.11.1988
    2955
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    12.12.1988
    2977
    1.25
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    30.11.1988
    3038
    1.25
    12.0
    12.0
    WATER BASED
    01.12.1988
    3106
    1.25
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    02.12.1988
    3190
    1.25
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    05.12.1988
    3242
    1.25
    13.0
    9.0
    WATER BASED
    05.12.1988
    3320
    1.26
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    12.12.1988
    3373
    1.25
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    05.12.1988
    3480
    1.25
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    06.12.1988
    3565
    1.25
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    09.12.1988
    3565
    1.26
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    12.12.1988
    3565
    1.25
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    07.12.1988
    3565
    1.25
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    08.12.1988

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2625.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2715.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2735.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2755.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2775.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2783.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2787.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2792.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2795.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2798.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2800.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2805.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2810.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2812.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2813.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2818.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2822.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2827.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2833.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2835.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2840.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2845.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2850.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2857.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2866.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2874.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2879.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2895.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2907.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2915.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2923.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2932.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2941.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2953.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2964.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2972.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2978.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2986.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2995.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3005.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3015.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3022.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3025.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3032.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3033.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3054.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3062.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3072.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3087.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3092.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3102.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3112.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3120.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3130.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3169.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3180.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3195.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3202.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3212.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3240.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3270.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3300.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3337.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3347.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3357.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3365.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3372.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3382.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3390.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3397.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3405.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3415.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3425.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3435.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3442.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3457.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3465.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3475.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3480.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3550.0
    [m]
    DC
    STRAT