Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7435/12-1

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.
    7435/12-1
    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.
    7435/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST14005T15: Inline 7833. X-Line 7829
    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.
    1667-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    24
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.08.2017
    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.
    01.09.2017
    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.
    01.09.2019
    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.
    01.09.2019
    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.
    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.
    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.
    STØ 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.
    MIDDLE TRIASSIC
    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.
    KOBBE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    32.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    253.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1540.0
    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).
    1539.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    54
    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.
    MIDDLE 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.
    KOBBE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    74° 4' 18.21'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    35° 48' 31.06'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8222886.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    402277.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    37
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8228

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7435/12-1 was drilled to test the Korpfjell prospect on the Haapet Dome far east on the Bjarmeland Platform in the Barents Sea. The primary objective was to test the hydrocarbon potential, phase and source in the Realgrunnen Subgroup (Stø-Tubåen-Fruholmen formations). Secondary objective was to test the hydrocarbon potential in the Triassic Snadd and Kobbe formations.
    Operations and results
    The Korpfjell pilot well 7435/12-U-1 was spudded on 7 August 2017 and drilled as a vertical 9 7/8" hole. TD was set at 547 m in the Hekkingen Formation. The pilot hole confirmed the geological prognosis and proved no shallow hydrocarbons above the setting depth of the 10 3/4" surface casing in the main well.
    Wildcat well 7435/12-1 was spudded with the semi-submersible installation Songa Enabler on 9 August 2017 and drilled to TD at 1540 m in the Middle Triassic Kobbe Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 306 m and with KCL Polymer/Gem water-based mud from 306 m to TD.
    The Hekkingen Formation was drilled without riser and no samples were available for analysis. However, high gamma ray readings indicate source rock with elevated organic content. Coal samples from the Nordmela and Snadd formations show very high TOC concentrations >50 wt% and together with elevated HI of 230 – 340 mg HC/g TOC, they have potential for gas and possibly some oil.
    Sandstones in the primary target, in the Realgrunnen Subgroup, was encountered at 576.5 m. The  reservoir proved to be hydrocarbon bearing, with a 34 m gas column in sandstones of good to moderate reservoir quality in the Stø and  Nordmela formations. The gas-water contact is at 612 m. The deeper secondary targets in the Triassic Snadd and Kobbe formations were encountered at 779.5 m and 1168, respectively. Dry gas was found in thin sandstones in the Kobbe Formation with the highest mud gas readings from top Kobbe down to 1226 m. The reservoir quality in Kobbe was poor with only 2.4 m net reservoir.
    Evaluation of diagenetic minerals and vitrinite reflectance indicate erosion and uplift in the area in the range 1.2 to 2.2 km. The well was almost devoid of oil shows. Only very weak shows were described in one spot sample from 584.5 m in the uppermost Nordmela Formation and from ditch cuttings in the interval 1293 – 1317 m MD in the Kobbe Formation.
    One core was cut from 583.7 to 628.8 m in the Nordmela Formation with 99.3% recovery. MDT fluid samples were taken in the Nordmela Formation at 588.8 m (gas), 611.0 m (gas), and 616.5 m (water). MDT sampling was attempted also in the Snadd and Kobbe formations, but no sample was acquired.
    The well was permanently abandoned on 1 September 2017 as a 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]
    550.00
    1539.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    583.7
    628.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    44.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    545.2
    [m]
    SWC
    CGG
    546.3
    [m]
    SWC
    CGG
    550.0
    [m]
    DC
    CGG
    553.0
    [m]
    DC
    CGG
    554.0
    [m]
    SWC
    CGG
    556.0
    [m]
    DC
    CGG
    562.0
    [m]
    DC
    CGG
    563.0
    [m]
    SWC
    CGG
    568.0
    [m]
    DC
    CGG
    568.0
    [m]
    SWC
    CGG
    574.0
    [m]
    DC
    CGG
    574.0
    [m]
    SWC
    CGG
    577.0
    [m]
    DC
    CGG
    579.0
    [m]
    SWC
    CGG
    580.0
    [m]
    DC
    CGG
    583.0
    [m]
    DC
    CGG
    584.2
    [m]
    C
    CGG
    585.4
    [m]
    C
    CGG
    587.8
    [m]
    C
    CGG
    589.3
    [m]
    C
    CGG
    592.9
    [m]
    C
    CGG
    597.1
    [m]
    C
    CGG
    602.3
    [m]
    C
    CGG
    607.6
    [m]
    C
    CGG
    613.6
    [m]
    C
    CGG
    618.8
    [m]
    C
    CGG
    623.9
    [m]
    C
    CGG
    626.8
    [m]
    C
    CGG
    631.0
    [m]
    DC
    CGG
    637.0
    [m]
    DC
    CGG
    643.0
    [m]
    DC
    CGG
    645.0
    [m]
    SWC
    CGG
    649.0
    [m]
    DC
    CGG
    651.0
    [m]
    SWC
    CGG
    655.0
    [m]
    SWC
    CGG
    655.0
    [m]
    DC
    CGG
    661.0
    [m]
    DC
    CGG
    667.0
    [m]
    DC
    CGG
    673.0
    [m]
    DC
    CGG
    679.0
    [m]
    DC
    CGG
    685.0
    [m]
    DC
    CGG
    691.0
    [m]
    DC
    CGG
    703.0
    [m]
    DC
    CGG
    712.0
    [m]
    DC
    CGG
    721.0
    [m]
    DC
    CGG
    730.0
    [m]
    DC
    CGG
    739.0
    [m]
    DC
    CGG
    748.0
    [m]
    DC
    CGG
    752.9
    [m]
    SWC
    CGG
    757.0
    [m]
    DC
    CGG
    766.0
    [m]
    DC
    CGG
    775.0
    [m]
    DC
    CGG
    784.0
    [m]
    SWC
    CGG
    784.0
    [m]
    DC
    CGG
    793.0
    [m]
    DC
    CGG
    802.0
    [m]
    DC
    CGG
    813.0
    [m]
    DC
    CGG
    822.0
    [m]
    DC
    CGG
    831.0
    [m]
    DC
    CGG
    840.0
    [m]
    DC
    CGG
    849.0
    [m]
    DC
    CGG
    858.0
    [m]
    DC
    CGG
    867.0
    [m]
    DC
    CGG
    876.0
    [m]
    DC
    CGG
    885.0
    [m]
    DC
    CGG
    894.0
    [m]
    DC
    CGG
    903.0
    [m]
    DC
    CGG
    912.0
    [m]
    DC
    CGG
    921.0
    [m]
    DC
    CGG
    930.0
    [m]
    DC
    CGG
    939.0
    [m]
    DC
    CGG
    948.0
    [m]
    DC
    CGG
    957.0
    [m]
    DC
    CGG
    966.0
    [m]
    DC
    CGG
    975.0
    [m]
    DC
    CGG
    984.0
    [m]
    DC
    CGG
    993.0
    [m]
    DC
    CGG
    1002.0
    [m]
    DC
    CGG
    1011.0
    [m]
    DC
    CGG
    1020.0
    [m]
    DC
    CGG
    1029.0
    [m]
    DC
    CGG
    1038.0
    [m]
    DC
    CGG
    1046.0
    [m]
    DC
    CGG
    1047.0
    [m]
    DC
    CGG
    1056.0
    [m]
    DC
    CGG
    1065.0
    [m]
    DC
    CGG
    1074.0
    [m]
    DC
    CGG
    1083.0
    [m]
    DC
    CGG
    1092.0
    [m]
    DC
    CGG
    1101.0
    [m]
    DC
    CGG
    1110.0
    [m]
    DC
    CGG
    1119.0
    [m]
    DC
    CGG
    1128.0
    [m]
    DC
    CGG
    1137.0
    [m]
    DC
    CGG
    1146.0
    [m]
    DC
    CGG
    1155.0
    [m]
    DC
    CGG
    1164.0
    [m]
    DC
    CGG
    1173.0
    [m]
    DC
    CGG
    1182.0
    [m]
    DC
    CGG
    1191.0
    [m]
    DC
    CGG
    1200.0
    [m]
    DC
    CGG
    1212.0
    [m]
    DC
    CGG
    1221.0
    [m]
    DC
    CGG
    1236.0
    [m]
    DC
    CGG
    1245.0
    [m]
    DC
    CGG
    1254.0
    [m]
    DC
    CGG
    1263.0
    [m]
    DC
    CGG
    1272.0
    [m]
    DC
    CGG
    1281.0
    [m]
    DC
    CGG
    1288.6
    [m]
    SWC
    CGG
    1290.0
    [m]
    DC
    CGG
    1299.0
    [m]
    DC
    CGG
    1308.0
    [m]
    DC
    CGG
    1317.0
    [m]
    DC
    CGG
    1326.0
    [m]
    DC
    CGG
    1335.0
    [m]
    DC
    CGG
    1344.0
    [m]
    DC
    CGG
    1353.0
    [m]
    DC
    CGG
    1362.0
    [m]
    DC
    CGG
    1371.0
    [m]
    DC
    CGG
    1380.0
    [m]
    DC
    CGG
    1389.0
    [m]
    DC
    CGG
    1398.0
    [m]
    DC
    CGG
    1407.0
    [m]
    DC
    CGG
    1416.0
    [m]
    DC
    CGG
    1425.0
    [m]
    DC
    CGG
    1434.0
    [m]
    DC
    CGG
    1443.0
    [m]
    DC
    CGG
    1452.0
    [m]
    DC
    CGG
    1461.0
    [m]
    DC
    CGG
    1470.0
    [m]
    DC
    CGG
    1479.0
    [m]
    DC
    CGG
    1488.0
    [m]
    DC
    CGG
    1497.0
    [m]
    DC
    CGG
    1506.0
    [m]
    DC
    CGG
    1515.0
    [m]
    DC
    CGG
    1524.0
    [m]
    DC
    CGG
    1533.0
    [m]
    DC
    CGG
    1539.0
    [m]
    DC
    CGG
    8980.0
    [ft]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI MSIP
    1536
    1536
    FMI MSIP GR
    290
    791
    HRLA PEX ECS GR
    521
    803
    IBC CBL GR
    280
    536
    MDT
    824
    1205
    MDT GR
    576
    578
    MDT GR
    578
    581
    MDT GR
    579
    781
    MSCT
    810
    1398
    MSCT
    861
    1204
    MWD - ARC TELE
    285
    545
    MWD - GVR ARC TELE
    545
    805
    MWD - MICROS IMP
    805
    1540
    PEX HRLA ECS
    798
    1529
    USIT CBL GR
    288
    530
    XL ROCK GR
    544
    794
    XL ROCK GR
    651
    794
    ZO VSP
    220
    1500

  • 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
    27
    290.0
    30
    290.0
    0.00
    536.0
    0.0
    1.45
    FIT
    INTERM.
    10 3/4
    538.4
    14 3/4
    548.0
    0.00
    787.4
    0.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7 5/8
    799.3
    9 1/2
    808.0
    0.00
    OPEN HOLE
    1540.0
    6 1/2
    1540.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    308
    1.03
    9.0
    Spud Mud
    420
    1.24
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    420
    1.22
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    545
    1.15
    12.0
    KCl/Polymer/GEM
    545
    1.03
    8.0
    Spud Mud
    581
    1.15
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    697
    1.20
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    715
    1.15
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    805
    1.15
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    805
    1.18
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    940
    1.18
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    1240
    1.20
    20.0
    KCl/Polymer/GEM
    1255
    1.18
    19.0
    KCl/Polymer/GEM
    1540
    1.20
    20.0
    KCl/Polymer/GEM