Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-16

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.
    34/7-16
    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.
    SUSPENDED
    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.
    34/7-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    G/E 83 (RP) RAD 253 & KOL. 933
    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.
    640-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    47
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.06.1990
    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.
    13.08.1990
    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.
    13.08.1992
    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
    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.
    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.
    ETIVE 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 JURASSIC
    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.
    RANNOCH FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    286.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2700.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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.
    EARLY 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.
    AMUNDSEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 23' 13.06'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 6' 59.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6806371.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    452792.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1550

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-16 is located between the Statfjord and Snorre Fields on Tampen Spur in the Northern North Sea. The primary purpose of the well was to test the Brent Group reservoir on the C-Plus prospect. A secondary objective was to test the reservoir of the Statfjord Formation. The well was drilled on a high position of the structure and was estimated to reach the reservoir at 2349 m MSL. Shallow gas could occur at 448, 500, and 557 m.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-16 was spudded with the semi-submersible installation Scarabeo 5 on 13 August 1990 and drilled to TD at 2700 m in the Early Jurassic Amundsen formation. At this depth the well was temporary abandoned due to time schedule for the rig. No significant problems were encountered in the operations. The resistivity log indicated small amounts of gas in a sand layer at 447 m. Otherwise no indication of shallow gas was observed. The well was drilled with spud mud down to 922 m and with KCl mud from 922 m to TD.
    Apart from the sandy Utsira Formation of Miocene/Pliocene age encountered between 976 - 1081 m the well penetrated mainly clay stone down to the Top Jurassic. Late Cretaceous (Coniacian age) sediments were found to rest unconformable on the Middle Jurassic Brent Group reservoir at 2390 m. The reservoir was hydrocarbon bearing. From the log, pressure gradient analyses, and FMT sampling the OWC was found at 2487 m, in the Rannoch Formation. Shows were recorded from 2 m above and to 2 m below the oil-bearing reservoir. Weak shows were also observed in the upper part of the Cook Formation.
    Eight cores were cut in the well. One core was cut in the Shetland Group, from 1935 to 1953 m, for borehole stability studies. Seven cores were cut in the Brent Group and into the Dunlin Group (8.0 m), in the interval 2389 - 2522 m (driller's depth). The Brent core recovery was 130.8 m, i.e. 98%.
    Four FMT segregated samples were taken in the Brent Group reservoir and the 1 gallon chambers sent to laboratory. Chamber STO 23 (2392 m) contained oil, while chamber STO 15 (2467.1 m) and chamber STO 24 (2486 m) contained small amounts of oil emulsified with water. Chamber STO 02 (2488 m) was filled with water contaminated with mud filtrate.
    The well was suspended on 13 August 1990 for later re-entry and fulfilling of well objectives and testing. It is classified as an oil appraisal on the Vigdis Field.
    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]
    930.00
    2980.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    2389.1
    2408.0
    [m ]
    3
    2408.2
    2432.0
    [m ]
    4
    2436.0
    2459.4
    [m ]
    5
    2460.0
    2487.5
    [m ]
    6
    2487.5
    2504.3
    [m ]
    7
    2504.5
    2512.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    118.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2389-2394m
    Kjerne bilde med dybde: 2394-2399m
    Kjerne bilde med dybde: 2399-2404m
    Kjerne bilde med dybde: 2404-2408m
    Kjerne bilde med dybde: 2408-2413m
    2389-2394m
    2394-2399m
    2399-2404m
    2404-2408m
    2408-2413m
    Kjerne bilde med dybde: 2413-2418m
    Kjerne bilde med dybde: 2418-2423m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2428m
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2433m
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2436m
    2413-2418m
    2418-2423m
    2423-2428m
    2428-2433m
    2433-2436m
    Kjerne bilde med dybde: 2436-2441m
    Kjerne bilde med dybde: 2441-2446m
    Kjerne bilde med dybde: 2446-2451m
    Kjerne bilde med dybde: 2451-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2456-2459m
    2436-2441m
    2441-2446m
    2446-2451m
    2451-2456m
    2456-2459m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2480m
    Kjerne bilde med dybde: 2480-2485m
    2460-2465m
    2465-2470m
    2470-2475m
    2475-2480m
    2480-2485m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2487m
    Kjerne bilde med dybde: 2487-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2497m
    Kjerne bilde med dybde: 2497-2502m
    Kjerne bilde med dybde: 2502-2504m
    2485-2487m
    2487-2492m
    2492-2497m
    2497-2502m
    2502-2504m
    Kjerne bilde med dybde: 2504-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2512m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2504-2509m
    2509-2512m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    930.0
    [m]
    DC
    RRI
    970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1010.0
    [m]
    DC
    RRI
    1018.0
    [m]
    DC
    RRI
    1030.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1090.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2532.0
    [m]
    DC
    RRI
    2547.0
    [m]
    DC
    RRI
    2592.0
    [m]
    DC
    RRI
    2597.0
    [m]
    DC
    RRI
    2631.0
    [m]
    DC
    RRI
    2632.0
    [m]
    DC
    RRI
    2637.0
    [m]
    DC
    RRI
    2652.0
    [m]
    DC
    RRI
    2667.0
    [m]
    DC
    RRI
    2682.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2709.0
    [m]
    DC
    RRI
    2715.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2745.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2811.0
    [m]
    DC
    RRI
    2839.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2895.0
    [m]
    DC
    RRI
    2931.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST3
    2401.00
    2414.00
    OIL
    06.10.1990 - 21:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.23
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.67

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    482
    1914
    CDL CNL GR
    1914
    2697
    DIFL ACL CDL GR
    907
    1918
    DIFL ACL GR
    1914
    2700
    DIPLOG
    910
    1918
    DIPLOG
    1914
    2538
    DLL MLL GR
    2373
    2698
    FMT
    2392
    2621
    MWD - GR RES DIR TEMP
    311
    2701

  • 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
    383.0
    36
    389.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    907.0
    26
    922.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1913.0
    17 1/2
    1928.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2685.0
    12 1/4
    2700.0
    1.83
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    380
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1990
    778
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1990
    915
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1990
    915
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1990
    915
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1990
    915
    1.03
    WATER BASED
    05.07.1990
    922
    1.03
    WATER BASED
    09.07.1990
    922
    1.03
    WATER BASED
    10.07.1990
    922
    1.03
    WATER BASED
    10.07.1990
    922
    1.03
    WATER BASED
    10.07.1990
    1056
    1.09
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    12.07.1990
    1464
    1.12
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    12.07.1990
    1649
    1.30
    21.0
    14.0
    WATER BASED
    13.07.1990
    1815
    1.48
    26.0
    14.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    1928
    1.55
    27.0
    16.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    1928
    1.53
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    1928
    1.53
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    19.07.1990
    1928
    1.53
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    1928
    1.53
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    1928
    1.53
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    1928
    1.53
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    1935
    1.53
    23.0
    14.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    1951
    1.53
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2030
    1.55
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2199
    1.62
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2199
    1.62
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    31.07.1990
    2351
    1.70
    31.0
    17.0
    WATER BASED
    31.07.1990
    2351
    1.70
    31.0
    17.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2389
    1.71
    31.0
    14.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2389
    1.71
    32.0
    16.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2389
    1.71
    31.0
    17.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2389
    1.71
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    2389
    1.71
    34.0
    15.0
    WATER BASED
    03.08.1990
    2389
    1.71
    36.0
    15.0
    WATER BASED
    03.08.1990
    2389
    1.71
    34.0
    18.0
    WATER BASED
    03.08.1990
    2389
    1.71
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    2389
    1.71
    WATER BASED
    14.08.1990
    2389
    1.71
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    14.08.1990
    2389
    1.71
    33.0
    16.0
    WATER BASED
    01.08.1990