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

34/7-20

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.
    34/7-20
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/7-20
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E-86-3D: REKKE 540 & KOLONNE 1219
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    736-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    41
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.07.1992
    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.
    27.08.1992
    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.
    27.08.1994
    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.
    28.02.2008
    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 SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    295.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3177.0
    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).
    3177.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    LATE 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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 26' 39.65'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 49.98'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6812829.08
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448299.25
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1967

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 34/7-20 is located between the Snorre and the Statfjord Nord Field on Tampen Spur in the Northern North Sea. The well is positioned up-dip on a gently west-dipping structure that includes a supposed thin Late Jurassic sand interval. The primary objective was this Late Jurassic sand in a pinch-out trap. A secondary objective was to test the Brent Group, and if water-bearing, make a pressure test in order to evaluate possible communication to the Vigdis West Field.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-20 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 18 July 1992 and drilled to TD at 3177 m in the Late Triassic Lunde Formation. The 12 1/4" section was drilled with slow penetration rates, frequent wiper trips, and frequent change of drill bits. After a bit change, the new BHA went stuck at 2724 m while running in the hole, and had to be worked free with 110 tons overpull. The well was drilled with spud mud down to 419 m, with gel mud from 419 m to 1220 m, and with KCl mud from 1220 m to TD. Indications of shallow gas were seen at 557 -558 m and at 620 - 621 m.
    Down to Base Cretaceous the well penetrated mainly claystones. An exception to this was the sandy Utsira Formation between 961 and 1040 m. The Jurassic interval comprised the prognosed Late Jurassic sandstone and Heather Formation, the Middle Jurassic Brent Group and the Early Jurassic Dunlin Group.
    The top of the primary target Late Jurassic reservoir was penetrated at 2578 m, 7 meter shallower than prognosed. Only 3 meter of Late Jurassic sand was penetrated and proved water bearing with oil-shows. These were the only shows reported in the well.
    Pressure tests in the Brent and Viking Groups in well 34/7-20 indicated communication between the sandstones of the Late Jurassic and Brent Groups. These sandstone units are probably in contact further up-dip, which is, most likely, the explanation to why the well was dry. The Brent Group pressure tests indicated, when compared to the tests from well 34/7-13, a communication within the Brent Group between the NW-Area and the Vigdis West Field. A relatively low pressure in well 34/7-20 indicated pressure depletion from the Statfjord Field. The pressure tests carried out in the Statfjord Formation were compared to the oil pressure tests in wells 34/7-7 and P-33 in the Snorre Field. The results of this comparison indicated a significantly deeper OWC in the Snorre Field than stated prior to the completion of well 34/7-20.
    A total of 3 cores were cut from 2576 m in the lowermost Cromer Knoll Group down to 2637 m in the Ness Formation. An RFT segregated fluid sample was taken at 2579.5 m. The 2 3/4 gallon chamber contained 2 l water and filtrate with an oil film.
    The well was permanently abandoned on 27 August 1992 as a dry well with shows.
    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]
    430.00
    3177.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2576.0
    2579.9
    [m ]
    2
    2581.0
    2606.7
    [m ]
    3
    2608.5
    2636.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    57.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2576-2579m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2585m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2589m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2597m
    2576-2579m
    2581-2585m
    2585-2589m
    2589-2593m
    2593-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2601m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2605m
    Kjerne bilde med dybde: 2605-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2608-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2612-2616m
    2597-2601m
    2601-2605m
    2605-2607m
    2608-2612m
    2612-2616m
    Kjerne bilde med dybde: 2616-2620m
    Kjerne bilde med dybde: 2620-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2628m
    Kjerne bilde med dybde: 2628-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2632-2636m
    2616-2620m
    2620-2624m
    2624-2628m
    2628-2632m
    2632-2636m
    Kjerne bilde med dybde: 2636-2637m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2636-2637m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    430.0
    [m]
    DC
    PALEO
    460.0
    [m]
    DC
    PALEO
    490.0
    [m]
    DC
    PALEO
    520.0
    [m]
    DC
    PALEO
    550.0
    [m]
    DC
    PALEO
    580.0
    [m]
    DC
    PALEO
    610.0
    [m]
    DC
    PALEO
    640.0
    [m]
    DC
    PALEO
    670.0
    [m]
    DC
    PALEO
    700.0
    [m]
    DC
    PALEO
    730.0
    [m]
    DC
    PALEO
    760.0
    [m]
    DC
    PALEO
    790.0
    [m]
    DC
    PALEO
    820.0
    [m]
    DC
    PALEO
    850.0
    [m]
    DC
    PALEO
    880.0
    [m]
    DC
    PALEO
    910.0
    [m]
    DC
    PALEO
    940.0
    [m]
    DC
    PALEO
    970.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1000.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1030.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1060.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1090.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1120.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1150.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1180.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1210.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1240.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1270.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1300.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1330.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1360.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1380.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1410.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1440.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1470.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1500.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1530.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1560.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1590.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1620.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1650.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1680.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1710.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1740.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1770.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1800.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1840.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1860.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1895.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1925.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1955.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1985.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2015.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2045.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2075.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2105.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2135.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2165.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2195.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2225.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2255.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2285.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2315.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2325.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2375.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2405.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2435.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2465.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2495.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2525.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2555.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2565.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2575.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2576.0
    [m]
    C
    PALEO
    2583.0
    [m]
    C
    PALEO
    2588.0
    [m]
    C
    PALEO
    2598.0
    [m]
    C
    PALEO
    2608.5
    [m]
    C
    PALEO
    2618.5
    [m]
    C
    PALEO
    2628.5
    [m]
    C
    PALEO
    2646.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2661.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2676.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2691.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2706.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2721.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2736.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2751.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2766.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2781.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2796.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2811.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2826.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2841.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2856.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2871.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2886.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2901.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2916.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2931.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2946.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2976.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2991.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3006.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3021.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3036.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3045.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3057.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3066.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3078.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3099.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3108.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3120.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3129.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3141.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3150.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3162.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3177.0
    [m]
    DC
    PALEO

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.32
    pdf
    4.56

  • 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
    0.47
    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
    14.30

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ATE
    350
    1000
    CST GR
    1890
    3175
    DSI GR AMS VDL
    2530
    3172
    MSFL DLL LSS LDL CNL GR AMS SP
    1828
    2815
    MWD CDR - GR RES DIR TEMP
    422
    3177
    PI MSFL LDL CNL GR AMS SP
    2550
    3178
    PI MSFL SLS LDL GR AMS SP
    1201
    1831
    RFT GR AMS
    2583
    2779
    RFT GR AMS
    3047
    3152
    SHDT GR AMS
    1824
    3179
    VELOCITY
    980
    3170

  • 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
    418.0
    36
    419.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1204.0
    26
    1207.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1824.0
    17 1/2
    1845.0
    1.79
    LOT
    OPEN HOLE
    3177.0
    12 1/4
    3177.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    392
    1.24
    WATER BASED
    419
    1.03
    13.0
    WATER BASED
    880
    1.12
    10.0
    WATER BASED
    1220
    1.14
    7.0
    WATER BASED
    1223
    1.35
    16.0
    WATER BASED
    1716
    1.45
    36.0
    WATER BASED
    1845
    1.48
    38.0
    WATER BASED
    2017
    1.60
    31.0
    WATER BASED
    2250
    1.64
    34.0
    WATER BASED
    2364
    1.60
    38.0
    WATER BASED
    2480
    1.64
    36.0
    WATER BASED
    2572
    1.64
    37.0
    WATER BASED
    2582
    1.64
    37.0
    WATER BASED
    2936
    1.60
    33.0
    WATER BASED
    3029
    1.60
    40.0
    WATER BASED
    3169
    1.60
    39.0
    WATER BASED
    3177
    1.60
    40.0
    WATER BASED