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

6507/7-5

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.
    6507/7-5
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6507/7-5
    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.
    500-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    50
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.01.1986
    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.
    06.03.1986
    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.
    06.03.1988
    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.
    17.09.2007
    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.
    APPRAISAL
    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.
    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.
    ILE 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.
    331.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2660.0
    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).
    2659.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    92
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 21' 30.27'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 17' 35.08'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7249656.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    420590.94
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    879

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/7-5 is located on the northern part of the Halten Terrace off shore Mid Norway and was drilled to appraise the northern extension of the 6507/7-2 Heidrun Discovery. The primary objective was Middle and Lower Jurassic sands in a downthrown fault block located NNW of the 6507/7-2 well. Prognosed top Jurassic was at 2308 m.
    Secondary objective was the Båt Group at an expected depth of 2394 m. Based on site survey, shallow gas could appear at 512, 570, 618, 746, and 799 m. Prognosed TD was 2675 m.
    Operations and results
    Appraisal well 6507/7-5 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 16 January 1986 and drilled to TD at 2660 in the Early Jurassic Tilje Formation. The 26" hole section was drilled without marine riser to 1040 m, first as a 17 1/2" pilot hole with MWD logging, then opening up to 26". No shallow gas was recorded. The MWD quality was good, so no electric logging was performed in this section. Since no riser was used, all returns were to seafloor down to 1040 m. No significant problems were encountered during operations. The well was drilled with seawater and pre-hydrated gel down to 1040 m and with KCl/polymer mud from 1040 m to TD.
    No sandstone of importance was encountered above the Middle Jurassic. A hiatus from Late Cretaceous Turonian to Late Jurassic Oxfordian/Kimmeridgian was observed at 2310 m. Sandstones of the Fangst Group were encountered at 2353 to 2424 m. Analysis of cores and logs indicated good to excellent porosity and permeability in these sandstones, with the best reservoir properties towards the top, in the Garn Formation.
    Poor oil shows were observed in sandstone lenses in core no 1 from the Shetland Group (2255.0 - 2282.5 m), which consisted mainly of claystones. Visible shows of uniform light brown oil were observed on cores from top of the Garn Formation down to 2400 m. Below this depth the shows were occasionally more patchy, until at 2422 m core depth (2427 m loggers depth) where there was no longer any visible oil. The lowermost oil observed on the cores was not believed to represent the true OWC, but a change into impermeable lithologies. One RFT run was carried out in the 12 1/4" hole with the objective of establishing the OWC. Intersection of the oil and water gradients from the RFT pressure data suggested an OWC at ca 2475 m. The Early Jurassic Ti1je Formation of the Båt Group was penetrated at 2473.5 m and proved to be dry without shows.
    Seventeen cores from the Late Cretaceous through to the Early Jurassic were cut from 2255 to 2644.5 m with 89.4 % recovery. Attempts were made to obtain a water sample on RFT at 2485 and 2485.5 m, but these were unsuccessful due to malfunction of the sample chamber.
    The well was permanently abandoned on 6 March 1986 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    Three DST tests were performed in this well.
    DST 1 tested the interval 2418 m to 2424 m in the base of the Garn Formation. It produced at maximum rates 751 Sm3 oil and 52358 Sm3 separator gas /day through a 2x1" choke. The separator GOR was 70 Sm3/Sm3, the oil gravity was 27.9 deg API, and the separator gas gravity was 0.65. The gas contained maximum 2% CO2 and no detectable H2S.
    DST 2, was aborted due to a leak in the kill line and was re-tested as DST 2A.
    DST 2A tested the interval 2355 m to 2375 m in the top of the Garn Formation. It produced at maximum rates 982 Sm3 oil and 85630 Sm3 separator gas /day through a 2x1" choke. The separator GOR was 87 Sm3/Sm3, the oil gravity was 31.3 deg API, and the separator gas gravity was 0.68. The gas contained maximum 2% CO2 and no detectable H2S.
    None of the tests produced any bottom sediments or water.
    The DST maximum recorded temperatures from the final flows of DST1 and DST2A were 85.7 deg C at 2421 m, and 82.6 deg C at 2365 m, respectively.
    6

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1050.00
    2660.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2255.0
    2282.9
    [m ]
    2
    2282.5
    2308.8
    [m ]
    3
    2308.5
    2336.4
    [m ]
    4
    2336.0
    2349.6
    [m ]
    5
    2362.0
    2385.5
    [m ]
    6
    2390.0
    2407.8
    [m ]
    7
    2411.0
    2438.9
    [m ]
    8
    2439.0
    2466.9
    [m ]
    9
    2467.0
    2480.7
    [m ]
    10
    2482.0
    2497.6
    [m ]
    11
    2501.0
    2509.0
    [m ]
    12
    2512.0
    2533.6
    [m ]
    13
    2538.0
    2553.1
    [m ]
    14
    2556.0
    2578.7
    [m ]
    15
    2581.5
    2591.1
    [m ]
    16
    2596.5
    2623.9
    [m ]
    17
    2625.0
    2644.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    345.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • 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
    2418.00
    2424.00
    21.02.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST1
    0.00
    0.00
    20.01.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2355.00
    2375.00
    25.02.1986 - 00:00
    YES
    DST
    2355.00
    2375.00
    02.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2A
    2355.00
    2375.00
    02.03.1986 - 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
    455.0
    36
    455.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1033.0
    26
    1040.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2228.0
    17 1/2
    2255.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2659.0
    12 1/4
    2660.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2417
    2424
    35.9
    2.0
    2355
    2375
    35.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.000
    4.000
    25.000
    2.0
    4.000
    5.000
    25.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    774
    52000
    0.890
    67
    2.0
    953
    85000
    0.868
    89

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    2125
    2621
    CYBERDIP
    2228
    2658
    CYBERLOOK
    2228
    2516
    DIL GR SP
    2228
    2516
    DIL SLS GR SP
    2228
    2658
    DLL MSFL GR SP
    2228
    2655
    HRT
    355
    2177
    ISF SLS MSFL GR
    1032
    2232
    LDL CNL GR
    1032
    2233
    LDL CNL GR
    2228
    2516
    LDL CNL NGL
    2228
    2659
    MWD - GR RES DIR
    455
    2240
    NGT RATIOS
    2228
    2659
    RFT GP
    2358
    2637
    RFT HP
    2358
    2637
    RFT SG
    2358
    2637
    SHDT
    2228
    2658
    SONIC WAVEFORM
    2228
    2658
    VELOCITY
    1036
    2654

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.45

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27
    pdf
    0.09
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.57
    pdf
    2.15

  • 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
    0.29
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    426
    1.03
    WATER BASED
    17.01.1986
    1794
    1.38
    WATER BASED
    25.01.1986
    1905
    1.39
    WATER BASED
    25.01.1986
    2075
    1.38
    108.0
    20.0
    WATER BASED
    05.03.1986
    2098
    1.34
    WATER BASED
    25.01.1986
    2238
    1.42
    WATER BASED
    25.01.1986
    2248
    1.42
    WATER BASED
    30.01.1986
    2248
    1.42
    WATER BASED
    31.01.1986
    2248
    1.42
    WATER BASED
    03.02.1986
    2255
    1.21
    WATER BASED
    03.02.1986
    2283
    1.20
    WATER BASED
    03.02.1986
    2309
    1.21
    WATER BASED
    01.02.1986
    2362
    1.22
    WATER BASED
    04.02.1986
    2411
    1.22
    WATER BASED
    06.02.1986
    2451
    1.02
    WATER BASED
    10.02.1986
    2501
    1.20
    WATER BASED
    10.02.1986
    2512
    1.20
    WATER BASED
    10.02.1986
    2538
    1.02
    WATER BASED
    10.02.1986
    2582
    1.20
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    10.02.1986
    2660
    1.20
    108.0
    20.0
    WATER BASED
    14.02.1986
    2660
    1.20
    108.0
    20.0
    WATER BASED
    24.02.1986

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2255.0
    [m]
    C
    OD
    2257.0
    [m]
    C
    OD
    2258.0
    [m]
    C
    OD
    2260.0
    [m]
    C
    OD
    2261.0
    [m]
    C
    OD
    2262.0
    [m]
    C
    OD
    2263.5
    [m]
    C
    OD
    2264.4
    [m]
    C
    OD
    2265.6
    [m]
    C
    OD
    2266.5
    [m]
    C
    OD
    2267.5
    [m]
    C
    OD
    2268.5
    [m]
    C
    OD
    2269.5
    [m]
    C
    OD
    2270.5
    [m]
    C
    OD
    2271.5
    [m]
    C
    OD
    2272.5
    [m]
    C
    OD
    2273.5
    [m]
    C
    OD
    2274.5
    [m]
    C
    OD
    2275.5
    [m]
    C
    OD
    2276.5
    [m]
    C
    OD
    2277.5
    [m]
    C
    OD
    2278.5
    [m]
    C
    OD
    2279.5
    [m]
    C
    OD
    2280.5
    [m]
    C
    OD
    2281.5
    [m]
    C
    OD
    2282.5
    [m]
    C
    OD
    2283.5
    [m]
    C
    OD
    2284.5
    [m]
    C
    OD
    2285.5
    [m]
    C
    OD
    2286.5
    [m]
    C
    OD
    2287.5
    [m]
    C
    OD
    2288.5
    [m]
    C
    OD
    2289.5
    [m]
    C
    OD
    2290.5
    [m]
    C
    OD
    2291.5
    [m]
    C
    OD
    2292.5
    [m]
    C
    OD
    2293.5
    [m]
    C
    OD
    2294.5
    [m]
    C
    OD
    2295.5
    [m]
    C
    OD
    2296.5
    [m]
    C
    OD
    2297.5
    [m]
    C
    OD
    2298.5
    [m]
    C
    OD
    2299.5
    [m]
    C
    OD
    2300.5
    [m]
    C
    OD
    2301.5
    [m]
    C
    OD
    2302.5
    [m]
    C
    OD
    2303.6
    [m]
    C
    OD
    2304.5
    [m]
    C
    OD
    2305.5
    [m]
    C
    OD
    2306.5
    [m]
    C
    OD
    2307.5
    [m]
    C
    OD
    2308.7
    [m]
    C
    OD
    2309.0
    [m]
    C
    OD
    2309.5
    [m]
    C
    OD
    2310.5
    [m]
    C
    OD
    2311.5
    [m]
    C
    OD
    2312.5
    [m]
    C
    OD
    2312.5
    [m]
    C
    OD
    2314.5
    [m]
    C
    OD
    2316.5
    [m]
    C
    OD
    2319.5
    [m]
    C
    OD
    2322.5
    [m]
    C
    OD
    2325.5
    [m]
    C
    OD
    2328.5
    [m]
    C
    OD
    2331.5
    [m]
    C
    OD
    2334.5
    [m]
    C
    OD
    2336.6
    [m]
    C
    OD
    2342.5
    [m]
    C
    OD
    2348.0
    [m]
    C
    OD
    2348.6
    [m]
    C
    OD
    2378.7
    [m]
    C
    OD
    2405.8
    [m]
    C
    OD
    2417.0
    [m]
    C
    OD
    2417.3
    [m]
    C
    OD
    2418.7
    [m]
    C
    OD
    2438.5
    [m]
    C
    OD