Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/10-6

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.
    30/10-6
    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
    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.
    30/10-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8807- REKKE 129& KOLONNE 810
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    712-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    302
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.01.1992
    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.
    09.11.1992
    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.
    09.11.1994
    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.
    17.12.2003
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    91.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5248.0
    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).
    5246.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    180
    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 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.
    NESS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 9' 13.65'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 37.38'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6668957.09
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    456160.10
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1816

  • Brønnhistorie
    General
    The exploration well 30/10-6 is situated in the central part of block 30/10, approximately 10km north of the Odin Field. The structure is part of the Jurassic fault block system forming at NE-SW trending complex from the Frigg area to the Southeastern part of block 30/7. The objective of well 30/10-6 was to explore the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Brent Group. Top Brent was prognosed at 5120 m.
    Operations and results
    The well 30/10-6 was spudded 13 January 1992 by the semi submersible rig West Alpha and was completed the 11 November 1992 at a TD of 5250 in the Middle Jurassic Ness Formation of the Brent Group. Due to too much inclination of the well, it had to be spudded three times. The verticality was critical due to possible severe casing wear in a deep well. After the third spud the drill string got stuck at 620 m in the 26" section. Fishing was unsuccessful and as verticality was important the well was respudded again. If plugging is not considered, the total duration of the well was 206 days for the drilling part. This includes 22 days on the three first spuds and 184 days on the final well. Compared to the planned 114 days (114 = 125 -11 for P&A) this yields a total delay of 92 days. The well was drilled with Bentonite mud down to 1420 m, with gypsum mud from 1420 m to 4368 m, and with polymer mud from 4368 m to TD.
    A seismic reflector depth converted to 4850 m (+ /- 200m), was interpreted as a "Callovian Unconformity", possibly with sand stringers. This seismic reflector proved to be top Tarbert Formation at 4666 m. The Tarbert Formation could be divided into two an Upper Sand (4666 m to 4815 m) and a Lower Sand (4884.5 m to 5207 m) separated by a 70 m thick shale unit. The top part of the Upper Sand contained gas. It was not possible to establish a free water level or a gas/water contact. The reservoir characteristics were poor and commercial production was not found to be possible.
    The well was permanently plugged and abandoned as a gas discovery.
    Testing
    Four tests were performed in the Tarbert Formation, two in the Lower Sand and two in the Upper Sand.
    DST 1C in the lower part of the Lower Sand Unit (5008 m to 5045 m) produced no hydrocarbons at surface. The formation was found to be tight and water bearing.
    DST 2B in two zones in the upper part of the Lower Sand Unit (4899 m to 4912 m + 4930 m to 4965.2 m) produced dry gas in slugs. Gas gravity was 0.58.  The zones were found to be tight with trapped gas and water, with an uncertain gas/water contact. The produced dry gas could come from DST 4 permeable zone by channelling through liner annulus.
    DST 3 in the lower part of the Upper Sand Unit (4768 m to 4803 m) produced dry gas in slugs. Gas gravity was 0.62. The formation was found to be tight with trapped gas and water, with an uncertain gas/water contact. Produced dry gas could come from DST 4 permeable zone by channelling through liner annulus.
    DST 4 in the upper part of the Upper Sand Unit (4666 m to 4714 m) produced dry gas at a rate of 90000 Sm3/day and no water using an 8/64" choke. The gas was completely dry with no liquid at surface. Gas gravity was 0.62 and had chemical and isotopic composition similar to the gas recovered in DST 2B and DST 3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    5250.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4663.0
    4671.8
    [m ]
    2
    4672.0
    4691.0
    [m ]
    3
    4691.0
    4693.4
    [m ]
    4
    4697.0
    4716.0
    [m ]
    5
    4946.0
    4964.0
    [m ]
    6
    4964.0
    4980.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    83.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4663-4666m
    Kjerne bilde med dybde: 4666-4669m
    Kjerne bilde med dybde: 4669-4671m
    Kjerne bilde med dybde: 4672-4674m
    Kjerne bilde med dybde: 4675-4678m
    4663-4666m
    4666-4669m
    4669-4671m
    4672-4674m
    4675-4678m
    Kjerne bilde med dybde: 4678-4681m
    Kjerne bilde med dybde: 4681-4684m
    Kjerne bilde med dybde: 4684-4687m
    Kjerne bilde med dybde: 4687-4689m
    Kjerne bilde med dybde: 4689-4691m
    4678-4681m
    4681-4684m
    4684-4687m
    4687-4689m
    4689-4691m
    Kjerne bilde med dybde: 4691-4693m
    Kjerne bilde med dybde: 4697-4700m
    Kjerne bilde med dybde: 4700-4703m
    Kjerne bilde med dybde: 4703-4706m
    Kjerne bilde med dybde: 4706-4709m
    4691-4693m
    4697-4700m
    4700-4703m
    4703-4706m
    4706-4709m
    Kjerne bilde med dybde: 4709-4712m
    Kjerne bilde med dybde: 4712-4714m
    Kjerne bilde med dybde: 4714-4716m
    Kjerne bilde med dybde: 4946-4949m
    Kjerne bilde med dybde: 4949-4952m
    4709-4712m
    4712-4714m
    4714-4716m
    4946-4949m
    4949-4952m
    Kjerne bilde med dybde: 4952-4955m
    Kjerne bilde med dybde: 4955-4958m
    Kjerne bilde med dybde: 4958-4961m
    Kjerne bilde med dybde: 4961-4964m
    Kjerne bilde med dybde: 4964-4967m
    4952-4955m
    4955-4958m
    4958-4961m
    4961-4964m
    4964-4967m
    Kjerne bilde med dybde: 4967-4970m
    Kjerne bilde med dybde: 4970-4973m
    Kjerne bilde med dybde: 4973-4976m
    Kjerne bilde med dybde: 4976-4979m
    Kjerne bilde med dybde: 4979-4980m
    4967-4970m
    4970-4973m
    4973-4976m
    4976-4979m
    4979-4980m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4610.0
    [m]
    DC
    CGG
    4622.5
    [unknown]
    DC
    CGG
    4630.0
    [m]
    DC
    CGG
    4645.0
    [m]
    DC
    CGG
    4655.0
    [m]
    DC
    CGG
    4660.0
    [m]
    DC
    CGG
    4665.0
    [m]
    C
    CGG
    4689.0
    [m]
    C
    CGG
    4690.0
    [m]
    C
    CGG
    4693.3
    [m]
    C
    CGG
    4714.0
    [m]
    C
    CGG
    4715.2
    [m]
    C
    CGG
    4716.0
    [m]
    C
    CGG
    4717.5
    [m]
    DC
    CGG
    4827.5
    [m]
    DC
    CGG
    4835.0
    [m]
    DC
    CGG
    4860.0
    [m]
    DC
    CGG
    4870.0
    [m]
    DC
    CGG
    4977.5
    [m]
    C
    CGG
    4978.0
    [m]
    C
    CGG

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.73

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.74

  • 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
    0.92
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    38.46

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    5008
    5045
    0.0
    1.1
    5008
    5045
    3.0
    2.0
    4899
    4965
    0.0
    2.1
    4899
    4965
    0.0
    2.2
    4899
    5250
    0.0
    3.0
    4768
    4803
    0.0
    4.0
    4666
    4714
    3.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.1
    2.0
    2.1
    2.2
    3.0
    4.0
    154
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1.1
    2.0
    2.1
    2.2
    0.580
    3.0
    4.0
    90000
    0.620

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT DLL BHC GR AMS
    4740
    4948
    BGT DSI GR AMS
    4685
    5077
    BHC MSF DIL GR AMS
    4997
    5253
    CBL VDL GR
    1500
    3058
    CBL VDL GR
    3033
    4352
    CBL VDL GR
    4000
    4989
    CST GR
    2149
    2586
    CST GR
    2149
    2586
    CST GR
    3089
    4271
    CST GR
    4382
    5069
    CST GR
    5080
    5238
    CST GR
    5080
    5238
    DIL BHC LDL GR AMS
    3062
    4358
    DIL MSFL GR AMS
    4910
    5077
    DITE BHC GR AMS
    4358
    5051
    DLL BGT GR AMS
    4630
    4909
    DLL GR AMS
    5050
    5253
    DLL MSFL BHC GR AMS
    4358
    4844
    DLL MSFL GR AMS
    4650
    5042
    FMI MS DIP
    4358
    5077
    FMS GR AMS
    5074
    5253
    LDL CNL BGT AMS
    4650
    4944
    LDL CNL NGL AMS
    3575
    3725
    LDL CNL NGL AMS
    4358
    4840
    LDL CNL NGL AMS
    4650
    5052
    LDL CNL NGL BHC
    4915
    5077
    MFCT
    0
    0
    MFCT GR
    110
    4830
    MWD
    205
    5050
    NGL CNL LDL AMS
    5000
    5253
    PSV
    1080
    3000
    PSV
    2700
    4350
    QSST DIL BHC LDL GR AMS
    1407
    3065
    RFT GR AMS
    0
    4849
    RFT GR AMS
    4666
    4810
    RFT GR AMS
    4884
    4903
    RFT GR AMS
    4914
    4939
    RFT GR AMS
    4915
    4939
    RFT GR AMS
    4969
    5067
    SHDT GR AMS
    1407
    3063
    SHDT GR AMS
    3062
    4286
    SHDT GR CAL
    4357
    4830
    SHDT GR CAL CCL CBL
    109
    4285

  • 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
    205.0
    36
    206.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1410.0
    26
    1411.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3064.0
    17 1/2
    3065.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4353.0
    12 1/4
    4354.0
    2.20
    LOT
    LINER
    7
    5248.0
    8 1/2
    5248.0
    2.29
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    100
    1.89
    23.0
    WATER BASED
    105
    1.89
    WATER BASED
    130
    1.05
    WATER BASED
    133
    1.05
    WATER BASED
    150
    1.70
    20.0
    WATER BASED
    205
    1.05
    1.0
    WATER BASED
    300
    1.50
    WATER BASED
    305
    1.06
    25.0
    WATER BASED
    324
    1.05
    WATER BASED
    335
    1.09
    15.0
    WATER BASED
    500
    1.05
    10.0
    WATER BASED
    643
    1.05
    WATER BASED
    850
    1.08
    25.0
    WATER BASED
    870
    1.09
    16.0
    WATER BASED
    1170
    1.10
    27.0
    WATER BASED
    1300
    1.50
    15.0
    WATER BASED
    1350
    1.11
    16.0
    WATER BASED
    1370
    1.12
    17.0
    WATER BASED
    1377
    1.09
    15.0
    WATER BASED
    1385
    1.11
    15.0
    WATER BASED
    1420
    1.12
    6.0
    WATER BASED
    1500
    1.89
    30.0
    WATER BASED
    1544
    1.15
    24.0
    WATER BASED
    1778
    1.25
    22.0
    WATER BASED
    1846
    1.30
    27.0
    WATER BASED
    1986
    1.35
    26.0
    WATER BASED
    2107
    1.36
    44.0
    WATER BASED
    2179
    1.36
    25.0
    WATER BASED
    2187
    1.37
    26.0
    WATER BASED
    2193
    1.37
    35.0
    WATER BASED
    2246
    1.37
    32.0
    WATER BASED
    2273
    1.37
    39.0
    WATER BASED
    2364
    1.37
    39.0
    WATER BASED
    2471
    1.37
    37.0
    WATER BASED
    2525
    1.36
    50.0
    WATER BASED
    2525
    1.36
    37.0
    WATER BASED
    2534
    1.89
    23.0
    WATER BASED
    2550
    1.89
    25.0
    WATER BASED
    2563
    1.36
    37.0
    WATER BASED
    2584
    1.36
    29.0
    WATER BASED
    2642
    1.36
    26.0
    WATER BASED
    2666
    1.36
    26.0
    WATER BASED
    2692
    1.36
    27.0
    WATER BASED
    2750
    1.36
    24.0
    WATER BASED
    2800
    1.89
    WATER BASED
    2860
    1.36
    25.0
    WATER BASED
    2891
    1.59
    19.0
    WATER BASED
    2947
    1.36
    25.0
    WATER BASED
    2970
    1.36
    23.0
    WATER BASED
    3055
    1.36
    24.0
    WATER BASED
    3076
    1.36
    23.0
    WATER BASED
    3083
    1.38
    23.0
    WATER BASED
    3200
    1.37
    23.0
    WATER BASED
    3220
    1.37
    23.0
    WATER BASED
    3221
    1.37
    23.0
    WATER BASED
    3230
    1.37
    24.0
    WATER BASED
    3288
    1.37
    22.0
    WATER BASED
    3636
    1.37
    21.0
    WATER BASED
    3644
    1.40
    25.0
    WATER BASED
    3692
    1.43
    20.0
    WATER BASED
    3755
    1.43
    23.0
    WATER BASED
    3795
    1.47
    24.0
    WATER BASED
    3816
    1.48
    25.0
    WATER BASED
    3816
    1.48
    26.0
    WATER BASED
    4006
    1.72
    24.0
    WATER BASED
    4060
    1.72
    25.0
    WATER BASED
    4124
    1.74
    26.0
    WATER BASED
    4150
    2.14
    36.0
    WATER BASED
    4167
    1.75
    25.0
    WATER BASED
    4183
    2.14
    37.0
    WATER BASED
    4210
    1.75
    26.0
    WATER BASED
    4260
    1.75
    22.0
    WATER BASED
    4292
    1.75
    23.0
    WATER BASED
    4321
    1.78
    20.0
    WATER BASED
    4336
    1.80
    20.0
    WATER BASED
    4353
    1.85
    22.0
    WATER BASED
    4368
    1.85
    21.0
    WATER BASED
    4371
    1.89
    23.0
    WATER BASED
    4373
    1.96
    23.0
    WATER BASED
    4388
    1.95
    23.0
    WATER BASED
    4433
    1.96
    28.0
    WATER BASED
    4440
    1.95
    25.0
    WATER BASED
    4458
    1.95
    25.0
    WATER BASED
    4493
    1.95
    25.0
    WATER BASED
    4500
    1.95
    26.0
    WATER BASED
    4524
    1.95
    25.0
    WATER BASED
    4535
    2.14
    36.0
    WATER BASED
    4553
    2.14
    36.0
    WATER BASED
    4574
    1.95
    26.0
    WATER BASED
    4619
    1.95
    26.0
    WATER BASED
    4663
    2.08
    30.0
    WATER BASED
    4672
    2.10
    27.0
    WATER BASED
    4724
    2.14
    33.0
    WATER BASED
    4725
    2.14
    0.5
    WATER BASED
    4730
    2.10
    44.0
    WATER BASED
    4794
    1.95
    24.0
    WATER BASED
    4825
    2.10
    27.0
    WATER BASED
    4845
    2.10
    30.0
    WATER BASED
    4860
    2.10
    38.0
    WATER BASED
    4865
    2.10
    42.0
    WATER BASED
    4910
    2.10
    38.0
    WATER BASED
    4946
    2.10
    42.0
    WATER BASED
    4968
    2.10
    30.0
    WATER BASED
    4970
    2.10
    36.0
    WATER BASED
    4980
    2.10
    48.0
    WATER BASED
    4985
    2.10
    48.0
    WATER BASED
    4985
    2.10
    46.0
    WATER BASED
    5048
    2.10
    36.0
    WATER BASED
    5065
    2.10
    53.0
    WATER BASED
    5075
    2.10
    40.0
    WATER BASED
    5078
    2.04
    32.0
    WATER BASED
    5097
    2.04
    54.0
    WATER BASED
    5151
    2.04
    48.0
    WATER BASED
    5177
    2.04
    55.0
    WATER BASED
    5250
    2.04
    48.0
    WATER BASED