Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/12-2

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.
    33/12-2
    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
    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.
    33/12-2
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    111-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    79
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.06.1974
    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.
    23.08.1974
    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.
    23.08.1976
    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.
    02.12.2014
    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.
    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
    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.
    147.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4354.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    107
    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 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.
    LOMVI FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 13' 31.18'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 51' 25.97'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6788583.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    438628.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    418

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/12-2 was drilled in the Tampen Spur area as one of the first wells in the Statfjord Field area. Primary target of the well was the Early Jurassic Statfjord Group, which was known to be productive in Brent Field located about 20 km to the southwest in the U.K. offshore. The Statfjord Formation was water wet in the 33/12-1 and 33/9-1 tests. The 33/12-2 wildcat was located to encounter the Statfjord Formation approximately 200 m high to the 33/12-1 well. The Middle Jurassic Brent Formation was prognosed to be erosionally thin or absent. Triassic, Permian and Devonian reservoirs were secondary targets. Planned total depth was 4572 m (15000 ft.), believed to be sufficient to reach Devonian age rocks or "Petroleum Basement". The well was one of the three deep tests called for by the License 037 work obligation.
    The well is type well for the Alke and Lunde formations of the Hegre Group and the Raude and Eiriksson formations of the Statfjord Group. It is reference well for the Nansen Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 33/12-2 was spudded with the semi-submersible installation Nordskald on 6 June 1974.  Drilling proceeded to 4354 m in Early Triassic sediments of the Lomvi Formation. At this depth the drill string twisted off leaving a fish with top at 4157 m. Attempts to remove the fish were unsuccessful so 4354 m became TD of the well. No wire line logs were run below 4145 m. The well was drilled with water-based mud. Below 2716 m the mud contained from 2% to 8% oil.
    As predicted, the Middle Jurassic Brent Group was thin (17.5 m) and oil bearing (12 m net). Test data and log correlation indicated that the upper reservoir in the 33/12-2 well is a section of the Brent sand and is in communication with the Brent Formation in the 33/12-1 and 33/9-1 wells. The Statfjord Formation top was found at 2700 m, which was 100 m lower than prognosed. The sand was oil bearing through a 126 m gross section with 87 m of net pay sand above an oil/shale contact at 2827 m. The next sand at 2836 m was definitely water bearing from log data. Log analysis indicated an average porosity of 25 percent and an average water saturation of 20 percent. Measured porosities from the cores range from 20 to 30 percent, with an average of 25 percent. Measured permeabilities from the cores range from 200 to as high as 15000 mD; average about 2500 mD. The reservoir sands are fine to coarse grained, occasionally conglomeratic, sub-rounded, poorly sorted, intercalated with carbonaceous laminae and contain kaolinite as matrix material.
    Three cores were cut in the well. Core 1 was cut from 2637 m to 2652 m with 84 percent recovery. Cores 2 and 3 were cut in the top of the Statfjord Formation from 2704 m to 2725 m with 63% and 50% recovery. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 23 August 1974 as an oil appraisal well on the Statfjord Field.
    Testing
    Five drill stem tests were conducted in the Brent, Dunlin and Statfjord groups.
    DST1 tested the interval 2813.3 to 2817 m in the Raude Formation. It produced 877 Sm3 oil and 82120 Sm3 gas per day through a 44/64” choke. The GOR was 92 Sm3/Sm3, oil gravity was 38.5 °API, and gas gravity was 0.692 (air = 1). Bottom hole temperature during the test was 96.4 °C.
    DST2 tested the interval 2780.4 to 2784 m in the Eiriksson Formation. It produced 1939 Sm3 oil and 142720 Sm3 gas per day through a 44/64” choke. The GOR was 74 Sm3/Sm3, oil gravity was 39.5 °API, and gas gravity was 0.720 (air = 1). Bottom hole temperature during the test was 96.7 °C.
    DST3 tested the interval 2700.8 to 2703.8 m in the Nansen Formation. It produced 284 Sm3 oil and 37095 Sm3 gas per day through a 16/64” choke. The GOR was 131 Sm3/Sm3, oil gravity was 41.2 °API, and gas gravity was 0.723 (air = 1). Bottom hole temperature during the test was 93.9 °C.
    DST4 tested the interval 2526.5 to 2533.5 m in the Dunlin Group. The test produced slugs of oil, gas and mud. Bottom hole temperature during the test was 88.9 °C.
    DST5 tested the interval 2485.4 to 2488.4 m in an upper Brent Group sandstone. It produced 230 Sm3 oil and 37660 Sm3 gas per day through a 16/64” choke. The GOR was 163 Sm3/Sm3, oil gravity was 37.2 °API, and gas gravity was 0.720 (air = 1). Bottom hole temperature during the test was 90.6 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    512.00
    4352.54

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    8659.5
    8697.0
    [ft ]
    2
    8870.0
    8901.0
    [ft ]
    3
    8919.0
    8929.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: Core2-Box1
    Kjerne bilde med dybde: Core2-Box2
    Kjerne bilde med dybde: Core2-Box3
    Kjerne bilde med dybde: Core2-Box4
    Kjerne bilde med dybde: Core2-Box5
    Core2-Box1
    Core2-Box2
    Core2-Box3
    Core2-Box4
    Core2-Box5
    Kjerne bilde med dybde: Core2-Box6
    Kjerne bilde med dybde: Core3-box1
    Kjerne bilde med dybde: Core3-Box2
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Core2-Box6
    Core3-box1
    Core3-Box2

  • 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
    222.0
    36
    222.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    493.0
    26
    503.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1600.0
    17 1/2
    1615.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    2908.0
    12 1/4
    2920.0
    0.00
    OPEN HOLE
    4354.0
    8 1/2
    4354.0
    0.00

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2813
    2818
    17.4
    2.0
    2780
    2784
    17.4
    3.0
    2701
    2704
    6.3
    4.0
    2526
    2533
    0.0
    5.0
    2485
    2488
    6.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    5.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    877
    82118
    0.832
    2.0
    1939
    142716
    0.827
    3.0
    284
    37095
    0.819
    4.0
    5.0
    230
    37661
    0.838

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    494
    4145
    CBL
    465
    2905
    CDM
    1597
    4145
    CDM AP
    1597
    4145
    CDM PP
    1597
    4145
    DLL
    2438
    2903
    FDC CNL
    1597
    4145
    IES
    494
    4145
    ML MLL
    2438
    2906
    VELOCITY
    494
    4145

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.91
    pdf
    0.27
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.32
    pdf
    3.01
    pdf
    0.10
    pdf
    0.13
    pdf
    0.46
    pdf
    0.10
    pdf
    0.13
    pdf
    0.53
    pdf
    0.53
    pdf
    0.33
    pdf
    4.15
    pdf
    1.31
    pdf
    3.30
    pdf
    0.13
    pdf
    1.63

  • 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
    0.27

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    683
    1.09
    48.0
    waterbased
    1666
    1.11
    47.0
    waterbased
    2265
    1.57
    41.0
    waterbased
    2492
    1.61
    48.0
    waterbased
    3265
    1.55
    50.0
    waterbased
    3520
    1.49
    48.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3820.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    3900.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    3980.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4060.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4140.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4220.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4300.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4380.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4460.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4540.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4620.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4700.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4780.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4860.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4940.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5020.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5100.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5180.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5260.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5340.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5420.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5500.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5580.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5660.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5740.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5820.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5900.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5980.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6060.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6130.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6150.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6220.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6500.0
    [ft]
    DC
    6600.0
    [ft]
    DC
    6700.0
    [ft]
    DC
    6800.0
    [ft]
    DC
    6900.0
    [ft]
    DC
    7000.0
    [ft]
    DC
    7100.0
    [ft]
    DC
    7200.0
    [ft]
    DC
    7300.0
    [ft]
    DC
    7390.0
    [ft]
    DC
    7500.0
    [ft]
    DC
    7600.0
    [ft]
    DC
    7700.0
    [ft]
    DC
    7800.0
    [ft]
    DC
    7900.0
    [ft]
    DC
    7990.0
    [ft]
    DC
    8090.0
    [ft]
    DC
    8190.0
    [ft]
    DC
    8290.0
    [ft]
    DC
    8400.0
    [ft]
    DC
    8500.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8658.1
    [ft]
    C
    LAP
    8661.4
    [ft]
    C
    LAP
    8667.9
    [ft]
    C
    LAP
    8671.2
    [ft]
    C
    LAP
    8674.5
    [ft]
    C
    LAP
    8677.8
    [ft]
    C
    LAP
    8684.3
    [ft]
    C
    LAP
    8687.6
    [ft]
    C
    LAP
    8690.9
    [ft]
    C
    LAP
    8694.2
    [ft]
    C
    LAP
    8700.0
    [ft]
    DC
    8810.0
    [ft]
    DC
    8910.0
    [ft]
    DC
    9000.0
    [ft]
    DC
    11935.6
    [ft]
    C
    LAP