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

2/5-7

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.
    2/5-7
    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
    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.
    2/5-7
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    384-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    198
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.08.1983
    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.
    24.02.1984
    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.
    24.02.1986
    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.
    02.04.2007
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    35.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    65.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4531.0
    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).
    4529.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    157
    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.
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 43' 16.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 22' 1.07'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6286563.74
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    522459.70
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    25

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 2/5-7 is located ca 9 km North of the Tor Field in the southern Norwegian North Sea. The primary objective was to test Late Jurassic and Middle Jurassic/Triassic sandstones on top of a gentle salt-induced dome structure. Secondary objectives were Late Cretaceous chalk and Paleocene sandstones.
    Operations and results
    Well was spudded with the jack-up installation Neddrill Trigon on 11 August 1983 and drilled to TD at 4531 m in the Triassic Skagerrak Formation. During drilling of the 17 1/2" hole several tight spots and problems with cavings were experienced. While tripping out of the hole at 3956 m, the drill string parted and 193 m of the bottom hole assembly was left in the hole. The fish was recovered after some problems due to tight hole conditions. When pressure testing the 9 5/8" casing the float collar sheared out causing the casing to jump. After re-landing, the casing was found to have dropped a couple of inches. Repair of the casing took 35 days extra rig time. A drilling break occurred at 4161 m where a 1.5 m thick marl was encountered. Maximum gas reading at bottoms-up was 30 %, and slight oil shows were observed in the mud. A kick was taken at 4519 m with an influx of 2.5 m3 water. The well was drilled with seawater and gel down to 862 m, with KCl/polymer mud from 862 m to 2254 m, with lignosulphonate mud from 2254 m to 3529 m, and with gel/lignosulphonate mud from 3529 m to TD.
    Only traces of sandstone were encountered in the Late Paleocene, and there were no indications of hydrocarbons. Porous chalk was encountered in the Ekofisk Formation at 3204 m and in the Tor Formation at 3289 m. Both formations tested oil, but the oil flow in the Ekofisk test was interpreted to originate from the Tor Formation (see below). The matrix permeability in these zones is low, but the results from the production tests indicated that fracture permeability is significant. No hydrocarbons were found in the Late Jurassic Ula Formation. The silty/sandy interval in the Ula Formation is thin and of poor reservoir quality. A total of 144 m of Triassic sediments with two sandy intervals of reasonable porosity was penetrated. However, the sands were water bearing. Five cores were cut in the Late Cretaceous sequence. Core no 4 recovered only 7 cm due to junk in the 12 1/4" hole. A segregated RFT sample was taken at 3321 m. It recovered only mud and mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 24 February 1984 as an oil discovery.
    Testing
    After the well was plugged back to 3501 m three production tests were carried out: PT-1 at 3300 - 3335 m in the Tor Formation, PT-2 at 3263 - 3287 m in the Ekofisk Formation, and PT-3 at 3210 - 3225 m in the Ekofisk Formation.
    The Maastrichtian interval had extremely low oil saturation as evidenced by petrophysical data. Oil shows had been detected while drilling this section and the core samples showed oil in the fracture/fissure system. RFT pressure data indicated an oil gradient over the producing zone. The PT-1 produced after acidization 120 Sm3 oil and 189 m3 water /day (water cut = 61%) on a 20/64" bean at a FTHP = 780 psig. The GOR was 27 Sm3/Sm3, the oil gravity was 42 deg  API, and the separator gas gravity was 0.83 (air = 1). The gas contained no H2S and 3.5% CO2. The test results suggested an average permeability of some 3 mD, which was an order of magnitude higher than the core measured values and thus indicated a significant flow contribution from a fracture/fissure system.
    PT-2 produced after acidization 121 Sm3 oil and 146 m3 water (water cut = 56%) on a 36/64" choke at FTHP = 295 psig. The GOR was 48 Sm3/Sm3, the oil gravity was 41 deg API, and the gas gravity varied between 0.96 and 1.02 (air =1). The gas contained no H2S and 5% CO2. PT-2 was interpreted to have flown from the underlying Maastrichtian after acid fracturing had established communication.
    PT-3 showed an essentially tight and only water-bearing formation. Accurate temperature measurements in this test gave a mid-perforation temperature of 124.5 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    150.00
    4531.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3303.0
    3308.4
    [m ]
    2
    3312.0
    3321.1
    [m ]
    3
    3326.5
    3335.6
    [m ]
    5
    3339.0
    3348.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    32.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3303-3308m
    Kjerne bilde med dybde: 3312-3318m
    Kjerne bilde med dybde: 3318-3321m
    Kjerne bilde med dybde: 3326-3332m
    Kjerne bilde med dybde: 3332-3335m
    3303-3308m
    3312-3318m
    3318-3321m
    3326-3332m
    3332-3335m
    Kjerne bilde med dybde: 3339-3345m
    Kjerne bilde med dybde: 3345-3348m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3339-3345m
    3345-3348m

  • 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
    PT-2
    3263.00
    3287.00
    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
    156.0
    36
    156.3
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    851.5
    26
    864.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2244.0
    17 1/2
    2272.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3988.0
    12 1/4
    4007.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3993.0
    8 1/2
    4007.0
    2.15
    LOT
    OPEN HOLE
    4531.0
    5 3/4
    4531.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3300
    3335
    7.9
    2.0
    3263
    3287
    14.3
    3.0
    3210
    3225
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    5.000
    35.000
    2.0
    14.000
    29.000
    3.0
    32.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    120
    46350
    0.820
    0.830
    27
    2.0
    121
    32670
    0.820
    0.960
    48
    3.0
    8

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4ARM CAL
    95
    3978
    CBL VDL CCL
    101
    2243
    CBL VDL CCL
    850
    3984
    CDM
    2243
    3994
    CDM
    3995
    4532
    CDM AP
    2231
    3990
    CDM AP
    3996
    4533
    DLL MSFL
    3150
    3675
    DWLD
    899
    4000
    ISF SLS GR
    156
    4531
    LDL CNL
    156
    4531
    RFT
    3216
    3512
    RFT
    3236
    3765
    RFT HP
    3236
    3765
    TEMP
    101
    2700
    VELOCITY
    156
    4531

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.19
    pdf
    0.35
    pdf
    1.00
    pdf
    0.65

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.56
    pdf
    6.47
    pdf
    0.38
    pdf
    1.12
    pdf
    3.30
    pdf
    0.35
    pdf
    0.43
    pdf
    4.15
    pdf
    10.41
    pdf
    10.75
    pdf
    4.88

  • 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
    0.37

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    150
    1.03
    8.0
    12.0
    WATER BASED
    400
    1.08
    8.0
    12.0
    WATER BASED
    1175
    1.10
    20.0
    22.0
    WATER BASED
    1400
    1.18
    18.0
    18.0
    WATER BASED
    1510
    1.20
    27.0
    19.0
    WATER BASED
    1630
    1.22
    18.0
    20.0
    WATER BASED
    1780
    1.24
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    1990
    1.40
    27.0
    15.0
    WATER BASED
    2270
    1.65
    28.0
    18.0
    WATER BASED
    2475
    1.66
    41.0
    15.0
    WATER BASED
    3630
    1.67
    30.0
    14.0
    WATER BASED
    4140
    1.90
    31.0
    8.0
    WATER BASED
    4235
    1.93
    37.0
    10.0
    WATER BASED
    4330
    1.95
    26.0
    WATER BASED
    4520
    2.08
    30.0
    12.0
    WATER BASED

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4093.0
    [m]
    DC
    HRS
    4099.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4105.0
    [m]
    DC
    HRS
    4111.0
    [m]
    DC
    HRS
    4132.0
    [m]
    DC
    OD
    4141.0
    [m]
    DC
    HRS
    4156.0
    [m]
    DC
    OD
    4159.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4174.0
    [m]
    DC
    HRS
    4177.0
    [m]
    DC
    OD
    4183.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4195.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4195.0
    [m]
    DC
    OD
    4219.0
    [m]
    DC
    OD
    4222.0
    [m]
    DC
    HRS
    4231.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4237.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4243.0
    [m]
    DC
    OD
    4261.0
    [m]
    DC
    HRS
    4261.0
    [m]
    DC
    OD
    4285.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4285.0
    [m]
    DC
    OD
    4300.0
    [m]
    DC
    HRS
    4309.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4309.0
    [m]
    DC
    OD
    4330.0
    [m]
    DC
    OD
    4345.0
    [m]
    DC
    HRS
    4357.0
    [m]
    DC
    OD
    4357.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4363.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4366.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4372.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4378.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4381.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4381.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4384.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4390.0
    [m]
    DC
    TNO
    4399.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4408.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4408.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4414.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4417.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4435.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4441.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4450.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4456.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4459.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4462.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4468.0
    [m]
    DC
    TNO
    4472.0
    [m]
    DC
    TNO
    4474.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4477.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4477.0
    [m]
    DC
    TNO
    4480.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4480.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4483.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4486.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4486.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4486.0
    [m]
    DC
    TNO
    4492.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4507.0
    [m]
    DC
    SAGA
    4528.0
    [m]
    DC
    SAGA