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

16/2-14

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.
    16/2-14
    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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    16/2-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN0902 STR 11 .inline 4000 & xline 3404
    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.
    1405-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.09.2012
    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.
    17.11.2012
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    17.11.2012
    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.
    17.11.2014
    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.
    11.03.2015
    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.
    APPRAISAL
    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
    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.
    LATE 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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    113.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1982.0
    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).
    1982.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 50' 25.97'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 31' 2.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6522547.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472136.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6898

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/2-14 was drilled on the Espeværhøgda prospect on the Johan Sverdrup Field on the Utsira High. The main objective was to investigate the reservoir thickness, quality and facies near the crest of the whole Johan Sverdrup structure. The secondary objective was to acquire data in the overburden for field development decisions and planning of future production and injection wells at Johan Sverdrup Field. A third objective was to investigate reservoir presence in the Triassic section (Hegre Group). The fourth objective was to investigate the reservoir quality of the Shetland Group chalk (Ekofisk/Tor Formation).
    Operations and results
    A pilot hole 16/2-U-14 was drilled 30 m south of the main wellbore location to aid in picking core points in the overburden. Appraisal well 16/2-14 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 14 September 2012 and drilled to 1210 m where a fish was lost in hole. The hole was cemented back and it was decided to set the 13 3/8 casing shoe. Well 16/2-14 T2 was sidetracked from 16/2-14 below the 13 3/8" casing shoe at 1171 m and drilled to TD at 1982 m in the Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled with Seawater down to 608 m and with oil based XP-07 mud from 608 m to TD.
    Good oil shows were recorded at top Ekofisk level from 1565 to 1570 m. Weak shows (from OBM?) were recorded in the Ekofisk chalk from 1570 to 1733 m. The well encountered the target Late Jurassic reservoir sand 18 m deep to prognosis, at 1856 m. The reservoir showed good reservoir properties and contained oil. Top Triassic, the tertiary objective, came in at 1886 m, 11 m deeper than prognosed. There were no shows on the core from the Triassic section (core 7).
    Seven cores were cut. Core 1 was cut from 811 to 820 m in Utsira Formation sandstone, core 2 was cut from 987 to 996 m in Skade Formation sandstone, and core 3 was cut from 1067 to 1076 m in undifferentiated Hordaland Group sandstone and core 4 was cut from 1539 to 1548 m in the Lista Formation mudstone.  Cores 5 to 7 were cut in succession from 1836 to 1904.5 m, covering the interval from lowermost Cretaceous, through the whole reservoir section, and 16 m into the Triassic. MDT water samples were taken at 820.05 m, 820.53 m and 820.98 m in the Utsira Formation and at 1116.53 m in undifferentiated sandstone in the Hordaland Group. Oil samples were taken at 1858 m in the Late Jurassic reservoir sandstone. Fifteen percent contamination of the sampled fluid was estimated.
    The well was permanently abandoned on 17 November 2012 as an oil appraisal.
    Testing
    Injection tests were performed in the plug and abandon phase.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    620.00
    1210.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    811.0
    820.7
    [m ]
    2
    987.0
    991.5
    [m ]
    3
    1067.0
    1074.8
    [m ]
    4
    1539.0
    1547.5
    [m ]
    5
    1836.0
    1849.0
    [m ]
    6
    1849.0
    1876.1
    [m ]
    7
    1877.0
    1904.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    98.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    641.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    659.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    701.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    719.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    761.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    779.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    803.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    809.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    811.3
    [m]
    C
    FUGRO
    818.0
    [m]
    C
    FUGRO
    819.8
    [m]
    C
    FUGRO
    824.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    831.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    837.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    843.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    849.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    855.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    861.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    867.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    873.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    879.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    885.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    891.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    897.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    903.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    909.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    915.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    921.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    927.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    933.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    939.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    945.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    951.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    957.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    963.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    969.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    975.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    981.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    C
    FUGRO
    999.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1005.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1011.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1017.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1023.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1029.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1035.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1041.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1047.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1053.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1059.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1065.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1067.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1071.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1074.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1079.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1085.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1091.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1097.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1103.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1109.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1115.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1121.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1127.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1139.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1181.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1199.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1380.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1440.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1500.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1539.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1601.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1619.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1661.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1721.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1739.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1781.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1793.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1799.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1805.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1811.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1817.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1823.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1829.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1835.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1849.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1850.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1851.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1852.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1853.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1853.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1854.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1854.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1854.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1855.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1861.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1875.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1883.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1883.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1884.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1907.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1913.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1919.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1925.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1931.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1937.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1943.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1949.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1955.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1961.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1967.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1973.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1979.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR PEX ECS
    135
    1207
    HNGS ECS PEX AIT
    1572
    1981
    MDT CMR
    1578
    1982
    MDT CMR GR
    796
    1150
    MDT GR
    820
    1117
    MSIP PEX
    1171
    1561
    MWD - ARCVRES TELE
    190
    1067
    MWD - ARCVRES6 TELE
    1570
    1836
    MWD - ARCVRES8 TELE
    1836
    1982
    MWD - PDX5 ARCVRES8 TELE
    1215
    1570
    MWD - TELESCOPE
    1098
    1215
    OBMI MSIP
    1510
    1982
    OBMI MSIP GR
    608
    1207
    USIT CBL
    1057
    1566
    USIT CBL CCL GR
    825
    1165
    VSP GR
    200
    1200
    ZOVSP GR
    1019
    1971

  • 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
    198.0
    36
    198.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    608.0
    26
    608.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1171.0
    17 1/2
    1171.0
    1.50
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    1569.0
    12 1/4
    1570.0
    1.58
    LOT
    OPEN HOLE
    1932.0
    8 1/2
    1932.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    135
    1.60
    22.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    135
    1.03
    24.0
    PAC RE
    212
    1.03
    24.0
    PAC RE
    550
    1.34
    22.0
    OBM-Low ECD
    609
    1.60
    24.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    615
    1.30
    17.0
    OBM-Low ECD
    617
    1.30
    18.0
    OBM-Low ECD
    676
    1.31
    21.0
    OBM-Low ECD
    811
    1.30
    21.0
    OBM-Low ECD
    887
    1.30
    20.0
    OBM-Low ECD
    996
    1.30
    22.0
    OBM-Low ECD
    1010
    1.31
    21.0
    OBM-Low ECD
    1076
    1.31
    22.0
    OBM-Low ECD
    1107
    1.31
    19.0
    OBM-Low ECD
    1120
    1.31
    20.0
    OBM-Low ECD
    1183
    1.31
    21.0
    OBM-Low ECD
    1210
    1.31
    22.0
    OBM-Low ECD
    1290
    1.34
    23.0
    OBM-Low ECD
    1570
    1.20
    16.0
    OBM-Low ECD
    1904
    1.30
    21.0
    OBM-Low ECD
    1982
    1.28
    19.0
    OBM-Low ECD