Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-19

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.
    30/6-19
    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.
    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.
    30/6-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8006 - 145 SP. 215
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    511-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.
    09.04.1986
    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.
    21.06.1986
    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.
    21.06.1988
    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.
    29.03.2014
    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.
    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.
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    159.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3301.0
    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).
    3299.0
    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.
    137
    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.
    EIRIKSSON FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 42' 58.03'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 54' 54.18'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6731330.07
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    495364.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    489

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-19 was drilled on the Beta Saddle prospect between the Veslefrikk field and the 30/6-5 Oseberg East (Beta South) discovery. The objectives of the well were to prove hydrocarbons in the Brent Group, the Cook Formation, and the Statfjord Group. Planned TD was ca 3400 m or ca 100 m into the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Well 30/6-19 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 9 April 1986 and drilled to TD at 3301 m in the Early Jurassic Statfjord Group, Eirikson Formation. Drilling proceeded without significant problems down to 1589 m where the string got stuck and the well was sidetracked at 1179 m. At 3117 m the string got stuck and a cement plug was set at 2847 m. The well was sidetracked again at 2822 m and drilled to TD.
    The Brent Group (2857 - 2989 m) contained oil down to the OWC at 2956.5 m (Free water level from RFT). Net pay in the oil zone is 58.1 m with an average porosity of 18.8% and an average water saturation of 48.3%. No additional hydrocarbon reservoirs were encountered by the well and only occasional weak shows were seen on sandstone stringers in the Drake Formation and single grains in the Statfjord Group. RFT pressures showed the Cook Formation to be overpressured and the Statfjord Group to be underpressured relative to the Brent Group. This assumes same water density as in the Brent Group water zone.
    Four conventional cores were cut in the Brent reservoir from 2858 - 2970 m. Core depths are ca 1.5 m shallower than logger's depth. RFT pressure recordings were performed throughout the Brent Group and in the Cook and Statfjord Formations. Segregated RFT samples were taken in the final sidetrack in the Ness Formation (2869 m; water and a little oil), the Etive Formation (2909 m; oil), and in the Oseberg Formation (2954.8 m water and a little oil).
    The well was suspended 21 June 1986 for further testing at a later time. It is classified as an oil and gas discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2945-2954.0 in the Lower Oseberg Formation. It produced 564 Sm3 oil and 26000 Sm3 gas through a 40/64" choke. GOR was 46 Sm3/Sm3. Oil density was 0.864 g/cm3 and associated gas was 0.85 (air = 1) with 5% CO2 and 3.5 ppm H2S. Bottom hole temperature in the test was 124 deg C.
    DST 2 tested the interval 2907 - 2932.3 m in the Upper Oseberg, Rannoch and Etive Formations. It produced 797 Sm3 oil and 34000 Sm3 gas through a 36/64" choke. GOR was 43 Sm3/Sm3. Oil density was 0.833 g/cm3 and associated gas was 0.78 (air = 1) with 5% CO2 and 4 ppm H2S. Bottom hole temperature in the test was 122 deg C.
    DST 3 tested the interval 2876-2884 m in the Ness Formation. It produced 668 Sm3 oil and 25000 Sm3 gas through a 52/64" choke. GOR was 50 Sm3/Sm3. Oil density was 0.831 g/cm3 and associated gas was 0.86 (air = 1) with 4.5% CO2 and 5 ppm H2S. Bottom hole temperature in the test was 123 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    620.00
    3300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2858.0
    2886.0
    [m ]
    2
    2886.0
    2913.7
    [m ]
    3
    2914.0
    2942.0
    [m ]
    4
    2942.0
    2954.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2858-2862m
    Kjerne bilde med dybde: 2862-2866m
    Kjerne bilde med dybde: 2866-2870m
    Kjerne bilde med dybde: 2870-2874m
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2878m
    2858-2862m
    2862-2866m
    2866-2870m
    2870-2874m
    2874-2878m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2882m
    Kjerne bilde med dybde: 2882-2886m
    Kjerne bilde med dybde: 2886-2890m
    Kjerne bilde med dybde: 2890-2894m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2898m
    2878-2882m
    2882-2886m
    2886-2890m
    2890-2894m
    2894-2898m
    Kjerne bilde med dybde: 2898-2902m
    Kjerne bilde med dybde: 2902-2906m
    Kjerne bilde med dybde: 2906-2910m
    Kjerne bilde med dybde: 2910-2913m
    Kjerne bilde med dybde: 2914-2918m
    2898-2902m
    2902-2906m
    2906-2910m
    2910-2913m
    2914-2918m
    Kjerne bilde med dybde: 2918-2922m
    Kjerne bilde med dybde: 2922-2926m
    Kjerne bilde med dybde: 2926-2930m
    Kjerne bilde med dybde: 2930-2934m
    Kjerne bilde med dybde: 2934-2938m
    2918-2922m
    2922-2926m
    2926-2930m
    2930-2934m
    2934-2938m
    Kjerne bilde med dybde: 2938-2942m
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2046m
    Kjerne bilde med dybde: 2946-2950m
    Kjerne bilde med dybde: 2950-2954m
    Kjerne bilde med dybde: 2954-2958m
    2938-2942m
    2942-2046m
    2946-2950m
    2950-2954m
    2954-2958m
    Kjerne bilde med dybde: 2958-2962m
    Kjerne bilde med dybde: 2962-2966m
    Kjerne bilde med dybde: 2966-2970m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2958-2962m
    2962-2966m
    2966-2970m

  • 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
    DST1
    2945.00
    2954.00
    OIL
    06.06.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2907.00
    2932.30
    OIL
    11.06.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2876.00
    2784.00
    15.06.1986 - 00:00
    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
    0.33
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.95

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2945
    2954
    15.9
    2.0
    2907
    2932
    14.3
    3.0
    2876
    2884
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    564
    26000
    0.861
    0.850
    46
    2.0
    797
    34000
    0.833
    0.780
    52
    3.0
    668
    25000
    0.831
    0.860
    50

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CET
    335
    1493
    CBL VDL CET
    1327
    3004
    CST
    2215
    2795
    CST
    2242
    2751
    CST
    2812
    3299
    DIL LSS GR SP
    550
    3302
    DLL MSFL LSS GR
    2790
    3065
    LDL CNL NGT CAL GR
    602
    3302
    RFT
    2858
    2926
    RFT
    2858
    3283
    SHDT
    1493
    3302

  • 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
    SURF.COND.
    20
    602.0
    26
    729.0
    1.39
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1495.0
    17 1/2
    1589.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2790.0
    12 1/4
    2804.0
    1.68
    LOT
    LINER
    7
    3273.0
    8 1/2
    3301.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    267
    1.03
    WATER BASED
    09.04.1986
    563
    1.05
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    10.04.1986
    614
    1.15
    9.0
    27.0
    WATER BASED
    13.04.1986
    614
    1.05
    14.0
    31.0
    WATER BASED
    13.04.1986
    614
    1.05
    16.0
    41.0
    WATER BASED
    13.04.1986
    614
    1.09
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    14.04.1986
    619
    1.09
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    15.04.1986
    729
    1.09
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    16.04.1986
    1153
    1.15
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    20.04.1986
    1202
    1.13
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    21.04.1986
    1271
    1.11
    21.0
    15.0
    WATER BASED
    17.04.1986
    1359
    1.15
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    22.04.1986
    1539
    1.25
    27.0
    16.0
    WATER BASED
    23.04.1986
    1539
    1.25
    27.0
    16.0
    WATER BASED
    24.04.1986
    1539
    1.40
    27.0
    20.0
    WATER BASED
    27.04.1986
    1589
    1.11
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    20.04.1986
    1718
    1.40
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    27.04.1986
    2073
    1.40
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    27.04.1986
    2230
    1.40
    21.0
    14.0
    WATER BASED
    29.04.1986
    2388
    1.40
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    29.04.1986
    2453
    1.40
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    01.05.1986
    2496
    1.40
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    01.05.1986
    2590
    1.40
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    04.05.1986
    2681
    1.40
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    04.05.1986
    2800
    1.22
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    20.05.1986
    2803
    1.40
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    04.05.1986
    2803
    1.40
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    05.05.1986
    2804
    1.40
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    06.05.1986
    2804
    1.40
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    08.05.1986
    2804
    1.40
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    08.05.1986
    2840
    1.21
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    11.05.1986
    2846
    1.25
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    21.05.1986
    2886
    1.21
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    11.05.1986
    2900
    1.19
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    2900
    1.19
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    16.06.1986
    2900
    1.19
    14.0
    8.0
    WATER-BASED
    17.06.1986
    2900
    1.19
    13.0
    7.0
    WATER-BASED
    18.06.1986
    2900
    1.19
    13.0
    7.0
    WATER-BASED
    19.06.1986
    2900
    1.19
    22.0
    13.0
    WATER-BASED
    22.06.1986
    2914
    1.21
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    11.05.1986
    2939
    1.18
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    10.06.1986
    2939
    1.18
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    11.06.1986
    2939
    1.19
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    12.06.1986
    2939
    1.19
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    09.06.1986
    2939
    1.19
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    15.06.1986
    2963
    1.22
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    12.05.1986
    2976
    1.25
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    25.05.1986
    3000
    1.25
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    25.05.1986
    3002
    1.21
    11.0
    7.0
    WATER BASED
    13.05.1986
    3038
    1.21
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    14.05.1986
    3043
    1.19
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    05.06.1986
    3043
    1.19
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    01.06.1986
    3043
    1.19
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    02.06.1986
    3043
    1.19
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    03.06.1986
    3043
    1.19
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    04.06.1986
    3043
    1.19
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    08.06.1986
    3088
    1.22
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    15.05.1986
    3110
    1.25
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    25.05.1986
    3117
    1.21
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    19.05.1986
    3117
    1.22
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    19.05.1986
    3117
    1.22
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    19.05.1986
    3117
    1.22
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    19.05.1986
    3161
    1.25
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    26.05.1986
    3264
    1.25
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    27.05.1986
    3301
    1.25
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    28.05.1986
    3301
    1.25
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    29.05.1986
    3301
    1.19
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    01.06.1986