Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7220/7-2 S

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.
    7220/7-2 S
    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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    BARENTS 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.
    7220/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey WG08STR10-BIN:inline 1516 & xline 3082
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1473-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.10.2013
    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.
    16.12.2013
    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.
    16.12.2015
    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.
    16.12.2015
    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
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    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.
    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 TRIASSIC
    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.
    FRUHOLMEN FM
    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.
    TUBÅEN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    349.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1855.0
    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).
    1730.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    32
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 26' 55.11'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 18' 26.27'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8047082.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    678437.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7252

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/7-2 S was drilled to test the Skavl structure, a shallow rotated, down-faulted terrace within the Bjørnøyrenna Fault Complex in the Barents Sea. The prospect is located 5 km to the south of the 7220/8-1 Skrugard Discovery well. The primary objective was to explore and prove commercial quantities of hydrocarbons in the primary target (Fruholmen Formation) and the secondary target (Tubåen Formation). In order to reach both the targets, the well had to be drilled deviated through the reservoir section.
    Operations and results
    Pilot well 7220/7-U-2 was drilled to 462 m to check for shallow gas due to a shallow gas class 1 warning. No shallow gas was observed. Wildcat well 7220/7-2 S was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 2 October 2015 and drilled to TD at 1855 m (1761 m TVD) m in the Triassic Snadd Formation. The well was drilled deviated from 580 m to TD, and with a sail angle of about 30 °from ca 1000 m to TD. The well was drilled with spud mud down to 758 m and with low sulphate KCl/polymer/glycol mud from 758 m to TD.
    The well penetrated Quaternary, Tertiary and Cretaceous claystones, as well as late Jurassic claystones. The Tubåen reservoir sandstones came in at 1119 m. In Tubåen Formation both oil and gas were proven, whereas only oil was proven in the Fruholmen Formation, Krabbe Member. Based on log data, a gas oil contact (GOC) is estimated to 1150 m (1120.5 m TVD), and based on log- and pressure data the free water level (FWL) is estimated to 1177 m (1143 m TVD) in the Tubåen Formation. In the Fruholmen Formation the deepest FWL is estimated to 1358 m (1299 m TVD), based on pressure data. Pressure data show two, possibly three separate oil gradients in the Fruholmen Formation.
    Six cores were cut in the reservoir formations. A total of 95.2 m core was recovered in three cores in the interval 1130 to 1226 m in the Tubåen Formation, and 112.21 m core was recovered in three cores in the interval 1305.5 to 1369.5 m in the Fruholmen Formation. MDT fluid samples were taken at 1117.96 m (gas), 1132.45 m (oil), 1145.19 m (water), 1172.79 m (oil), 1250.16 m (oil), and 1368.1 m (water).
    The well was permanently abandoned on 16 December 2013 as an oil and gas discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    760.00
    1854.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1130.0
    1169.6
    [m ]
    2
    1170.0
    1177.8
    [m ]
    3
    1177.8
    1224.9
    [m ]
    4
    1305.5
    1329.5
    [m ]
    5
    1334.5
    1368.6
    [m ]
    6
    1369.5
    1423.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    206.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    810.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    850.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    890.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    910.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    930.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1089.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1098.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1107.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1116.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1119.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1125.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1132.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1136.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1141.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1145.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1150.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1155.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1161.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1168.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1171.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1177.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1180.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1190.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1194.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1215.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1220.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1224.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1227.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1236.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1245.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1254.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1263.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1281.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1305.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1321.6
    [m]
    DC
    ROBERT
    1326.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1334.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1338.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1345.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1349.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1354.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1359.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1365.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1369.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1374.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1379.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1384.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1389.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1394.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1399.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1405.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1411.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1417.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1420.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1422.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1423.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1425.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1434.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1443.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1452.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1461.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1479.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1488.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1497.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1506.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1515.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1524.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1533.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1542.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1551.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1569.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1578.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1587.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1596.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1605.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1614.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1623.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1632.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1641.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1650.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1659.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1668.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1677.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1686.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1695.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1704.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1713.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1722.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1731.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1749.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1758.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1767.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1776.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1785.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1794.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1803.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1812.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1821.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1839.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1848.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1854.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    1165.00
    0.00
    OIL
    07.03.2014 - 00:00
    YES
    MDT
    1302.32
    0.00
    OIL
    19.03.2014 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD-PD ARC TELE
    436
    755
    MWD-PD X6 GVR ARC TELE
    1083
    1129
    MWD-PD XC ARC TELE
    755
    1083
    MWD-TELE DIR
    380
    436

  • 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
    36
    430.2
    42
    436.0
    0.00
    PILOT HOLE
    462.0
    9 7/8
    462.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    746.8
    17 1/2
    755.0
    1.25
    FIT
    LINER
    9 5/8
    1081.5
    12 1/4
    1083.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    1885.0
    8 1/2
    1885.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    755
    1.12
    15.0
    KCl/Polymer/Glycol
    770
    1.12
    14.0
    KCl/Polymer/Glycol
    834
    1.26
    38.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    858
    1.12
    26.0
    KCl/Polymer/Glycol
    934
    1.25
    29.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    942
    1.12
    29.0
    KCl/Polymer/Glycol
    986
    1.25
    37.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1030
    1.12
    27.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1083
    1.21
    22.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1120
    1.21
    22.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1305
    1.21
    30.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1370
    1.25
    27.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1714
    1.25
    27.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1778
    1.21
    28.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1855
    1.25
    29.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1855
    1.20
    33.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1855
    1.25
    27.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol