Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-35 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.
    34/7-35 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.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/7-35
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey: ST08M08-BIN-inline1632 & xline 5268
    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.
    1403-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    74
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.05.2012
    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.
    22.07.2012
    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.
    22.07.2014
    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.
    03.12.2014
    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.
    DRY
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    262.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4393.0
    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).
    3710.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    57.7
    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.
    61° 18' 3.84'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 18.95'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6796743.09
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457422.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6881

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-35 S was drilled on Tampen Spur in the northern North Sea, just north of the Gullfaks field. The objectives of the well was to test the presence of oil in Intra Draupne Formation sandstone (Karpe prospect) and in Brent Group sandstones (Svarthå prospect).
    Operations and results
    Because of a shallow gas warning, a pilot hole 34/7-U-19 was spudded 22 m east from the main hole location and drilled to 1120 m in the Hordaland Group. No indication of shallow gas was observed on LWD or by the ROV.
    Wildcat well 34/7-35 S was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 8 May 2012. The well was first drilled to a total depth of 4158 m. When pulling out the BHA was stuck at 4094 m. The drill string was cut at 3942 m, but attempts to fish the BHA were unsuccessful and the well was side tracked from 3506 m as 34/7-35 ST2. The sidetrack was drilled to final TD at 4393 m (3710 m TVD) in the Middle Jurassic Ness Formation. The well is vertical down to 2100 m and reach a ca 55 deg sailing angle at 3040 m. The well was drilled with seawater down to 1104 m, with Performadril mud from 1104 m to 2015 m, and with XP-07 oil based mud from 2015 m to final TD.
    Some hydrocarbons shows were observed in sandstone from 1371 to 1385 m the Hordaland Group and in thin sandstones between 1920 and 1950 m in the Sele/Lista Formations. Both shows zones were associated to clear resistivity peaks over the sandstones. Top Draupne was encountered at 3152 m (2991.8 m TVD) and top Brent Group, Tarbert Formation, at 4276 m (3635.4 m TVD). Several thin sand bodies were drilled within the Draupne Formation and some thick sandstones were found in the Heather Formation, but with no indications of hydrocarbons. The Tarbert Formation was water-filled and with poor reservoir properties.
    No cores were cut and no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 22 July 2012 as a dry well.
    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]
    1110.00
    4155.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1120.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1600.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1640.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1660.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1720.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1840.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1880.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1900.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1960.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2020.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2040.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2060.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2080.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2100.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2120.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3600.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3640.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3660.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3665.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3675.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3685.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3695.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3705.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3715.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3720.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3725.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3735.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3745.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3755.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3810.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3840.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3845.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3850.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3855.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3865.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3870.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3875.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3880.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3885.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3895.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3900.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3905.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3910.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3915.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3925.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3930.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3935.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3945.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3955.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3960.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3965.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3975.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3985.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3995.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4005.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4015.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4025.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4035.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4045.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4055.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4065.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4075.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4085.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4095.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4100.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4105.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4115.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4125.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4135.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4145.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4155.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4165.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4175.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4185.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4195.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4205.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4215.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4225.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4245.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4255.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4265.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4275.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4285.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4295.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4305.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4315.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4325.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4335.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4345.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4355.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4365.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4375.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4385.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4390.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD - ARCVRES9 TELE
    352
    1104
    MWD - PDEXCEED6 ARCRES6 TELE-
    3076
    4158
    MWD - PDX5 ARCVRES8 TELE
    2015
    3076
    MWD - PDX5 ARCVRES9 TELE
    1104
    2015
    MWD - STET SONVIS6 ADN6
    3076
    4158
    MWD - TELE
    284
    352
    USIT CBL VDL GR
    1155
    1915
    USIT CBL VDL GR GYRO
    2493
    3018

  • 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
    347.0
    36
    351.0
    0.00
    PILOT HOLE
    351.0
    9 7/8
    351.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    1094.0
    26
    1104.0
    1.53
    FIT
    INTERM.
    13 3/8
    2005.0
    17 1/2
    2015.0
    1.83
    LOT
    LINER
    9 5/8
    3974.0
    12 1/4
    3076.0
    1.76
    FIT
    OPEN HOLE
    4393.0
    8 1/2
    4393.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    790
    1.42
    33.0
    Performadril
    1095
    1.43
    35.0
    Performadril
    1104
    1.30
    26.0
    Performadril
    1104
    1.35
    4.0
    Spud Mud
    1250
    1.43
    41.0
    Performadril
    1462
    1.62
    45.0
    XP-07 - #14
    1465
    1.30
    25.0
    Performadril
    1780
    1.43
    29.0
    Performadril
    2015
    1.50
    24.0
    XP-07 - #14
    2453
    1.50
    23.0
    XP-07 - #14
    2934
    1.60
    33.0
    XP-07 - #14
    3076
    1.52
    24.0
    XP-07 - #14
    3282
    1.58
    24.0
    XP-07 - #14
    3690
    1.60
    30.0
    XP-07 - #14
    4156
    1.55
    30.0
    XP-07 - #14
    4158
    1.55
    23.0
    XP-07 - #14
    4306
    1.60
    29.0
    XP-07 - #14
    4393
    1.60
    29.0
    XP-07 - #14