Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6607/12-1

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.
    6607/12-1
    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.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6607/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE B-20-83 SP.940
    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.
    521-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.07.1986
    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.
    01.10.1986
    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.
    01.10.1988
    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.
    17.09.2007
    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).
    21.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    369.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3521.0
    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).
    3516.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    SHETLAND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 12' 54.15'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 44' 26.72'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7344635.95
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443329.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    925

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6607/12-1 is located in the western part of the Dønna Terrace in the Norwegian Sea off shore Mid Norway. It was designed to test a structure in the north-western part of the block. The main structuration was seen at top Brygge Formation and top Tare Formation. A secondary structure was mapped at an intra Cretaceous marker. The top of the Shetland Group showed an anomalous graben-like development without structural closure. The well was located close to or at the highest structural point of all closed levels. The main objectives of the well were to test for hydrocarbons at all closed levels of the main structure, to test the contents of the anomalous graben feature seen at top Shetland Group level, and to test the upper part of the Cretaceous section west of the Nordland Ridge for potential source rocks. The prognosed depth was 3500 m.
    Operations and results
    Wildcat well 6607/12-1was spudded with the semi-submersible installation Henry Goodrich on 19 July 1986 and drilled to TD at 3521 m in the Late Cretaceous Shetland Group. Down to 1440 m drilling proceeded without significant problems. At this depth there was experienced a loss of mud to the formation, but the well was stabilised. The well was drilled with bentonite mud down to 765 m, with polymer mud from 765 m to 1526 m, and with Lignosulphonate mud from 1526 m to TD.
    Only thin levels of water bearing sandstones were encountered. The main target (Brygge Formation) came in at 1398 m, 43 meter shallower than prognosis with claystones and a few stringers of limestone and sand. The Cretaceous section came in at 1725 m. The main lithology here was multicoloured claystone with stringers of white, hard limestone. A fault zone, rich in dolomite and calcite alternating with limestone were penetrated at 2666 to 2672 m. Total gas of 38% were recorded from this interval, otherwise no other major shows were recorded during drilling or coring. Minor shows, however, were recorded between 2935 - 2940 m in bituminous claystones and argillaceous dolomites of the Shetland Group. Source rock geochemical analyses did not reveal any prolific kerogen at this depth however. The best source rock in the well was found in the interval 1630 to 1725 m in the Tang Formation, which had TOC in the range 1.2 - 4.5 % and Hydrogen Index in the range 50 - 150 mg HC/g TOC. This can be classified as fair source rock potential with potential for gas and possibly oil.
    One core was cut in the interval 1409 - 1426 m in the Brygge Formation. The recovery was 56% with claystones, limestone, tuff and thin sand stringers. No RFT sampling was performed. Corrected wire line BHT temperatures at TD indicate a formation temperature of 124 deg. C at TD.
    The well was permanently abandoned on 1 October 1986 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]
    470.00
    3460.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1409.0
    1417.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    8.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1409-1412m
    Kjerne bilde med dybde: 1412-1415m
    Kjerne bilde med dybde: 1415-1417m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1409-1412m
    1412-1415m
    1415-1417m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1345.0
    [m]
    DC
    OD
    1355.0
    [m]
    DC
    RRI
    1363.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1385.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1405.0
    [m]
    DC
    OD
    1410.0
    [m]
    DC
    OD
    1415.0
    [m]
    DC
    RRI
    1435.0
    [m]
    DC
    OD
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    OD
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1495.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    OD
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    OD
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    OD
    1720.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1725.0
    [m]
    DC
    RRI
    1725.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1730.0
    [m]
    DC
    OD
    1730.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1740.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1740.0
    [m]
    DC
    OD
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    OD
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    OD
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1850.0
    [m]
    DC
    OD
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1950.0
    [m]
    DC
    OD
    1960.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1990.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2020.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2040.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2050.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2085.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2100.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2145.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2165.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2185.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2205.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2240.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2250.0
    [m]
    DC
    OD
    2260.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2275.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2295.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2350.0
    [m]
    DC
    OD
    2370.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2410.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2410.0
    [m]
    DC
    OD
    2445.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2480.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2520.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2550.0
    [m]
    DC
    OD
    2580.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    2620.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2635.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2650.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2650.0
    [m]
    DC
    OD
    2655.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2665.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2670.0
    [m]
    DC
    OD
    2675.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2675.0
    [m]
    DC
    OD
    2690.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2695.0
    [m]
    DC
    OD
    2705.0
    [m]
    DC
    OD
    2720.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2725.0
    [m]
    DC
    OD
    2740.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2760.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2775.0
    [m]
    DC
    OD
    2800.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2825.0
    [m]
    DC
    OD
    2840.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2859.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2875.0
    [m]
    DC
    OD
    2900.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2925.0
    [m]
    DC
    OD
    2940.0
    [m]
    DC
    OD
    2960.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2980.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3000.0
    [m]
    DC
    OD
    3020.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3050.0
    [m]
    DC
    OD
    3080.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3100.0
    [m]
    DC
    OD
    3120.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3150.0
    [m]
    DC
    OD
    3180.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3200.0
    [m]
    DC
    OD
    3235.0
    [m]
    DC
    OD
    3250.0
    [m]
    DC
    OD
    3300.0
    [m]
    DC
    OD
    3350.0
    [m]
    DC
    OD
    3380.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3400.0
    [m]
    DC
    OD
    3420.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3440.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3450.0
    [m]
    DC
    OD
    3470.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3480.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3490.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3500.0
    [m]
    DC
    OD
    3510.0
    [m]
    DC
    SAGA
    3521.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    390
    1299
    1398
    1398
    1484
    1484
    1578
    1725

  • 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
    0.21
    pdf
    0.28

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGL
    750
    1325
    BHC
    1330
    2709
    BHC
    2692
    3521
    CBL VDL
    390
    1330
    CBL VDL
    1331
    2694
    CNL
    1330
    2709
    CNL
    2692
    3522
    DIL
    464
    765
    DIL GR
    750
    1325
    DIL GR
    1331
    1523
    GR
    385
    765
    HRT
    1000
    1900
    ISF GR
    1330
    2709
    ISF GR
    2692
    3521
    LDL
    1330
    2709
    LDL
    2692
    3522
    LDL GR
    464
    765
    LDL GR
    750
    1325
    LDL GR
    1331
    1527
    LSS
    464
    765
    LSS
    750
    1325
    LSS
    1331
    1523
    MWD - GR RES DIR
    484
    3521
    NGL
    1330
    2699
    NGL
    2692
    3522
    SHDT GR
    1330
    2660
    SHDT GR
    2692
    3523
    VELOCITY
    1775
    3521
    VSP
    35
    900

  • 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
    463.0
    36
    765.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    750.0
    26
    1015.0
    1.33
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1331.0
    17 1/2
    1353.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2694.0
    12 1/4
    2709.0
    1.82
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    420
    1.06
    WATER BASED
    22.07.1986
    765
    1.16
    30.0
    11.7
    WATER BASED
    27.07.1986
    1015
    1.11
    28.0
    5.8
    WATER BASED
    05.08.1986
    1285
    1.16
    32.0
    14.7
    WATER BASED
    05.08.1986
    1345
    1.17
    40.0
    14.7
    WATER BASED
    05.08.1986
    1353
    1.18
    32.0
    8.8
    WATER BASED
    08.08.1986
    1409
    1.18
    32.0
    7.8
    WATER BASED
    10.08.1986
    1445
    1.30
    36.0
    6.8
    WATER BASED
    10.08.1986
    1526
    1.58
    53.0
    11.7
    WATER BASED
    15.08.1986
    1526
    1.45
    30.0
    2.9
    WATER BASED
    12.08.1986
    1526
    1.50
    38.0
    5.8
    WATER BASED
    12.08.1986
    1526
    1.58
    48.0
    12.7
    WATER BASED
    12.08.1986
    1613
    1.59
    55.0
    11.7
    WATER BASED
    18.08.1986
    1676
    1.62
    66.0
    13.7
    WATER BASED
    17.08.1986
    1748
    1.64
    62.0
    12.7
    WATER BASED
    18.08.1986
    2014
    1.64
    61.0
    11.7
    WATER BASED
    21.08.1986
    2178
    1.64
    59.0
    12.7
    WATER BASED
    21.08.1986
    2217
    1.64
    58.0
    12.7
    WATER BASED
    25.08.1986
    2298
    1.64
    59.0
    10.7
    WATER BASED
    25.08.1986
    2402
    1.64
    51.0
    9.8
    WATER BASED
    25.08.1986
    2412
    1.64
    50.0
    9.8
    WATER BASED
    25.08.1986
    2436
    1.65
    66.0
    13.7
    WATER BASED
    27.08.1986
    2540
    1.64
    54.0
    8.8
    WATER BASED
    28.08.1986
    2569
    1.64
    54.0
    10.7
    WATER BASED
    29.08.1986
    2681
    1.63
    61.0
    12.7
    WATER BASED
    01.09.1986
    2707
    1.64
    60.0
    11.7
    WATER BASED
    01.09.1986
    2733
    1.39
    58.0
    13.7
    WATER BASED
    08.09.1986
    2815
    1.39
    52.0
    12.7
    WATER BASED
    08.09.1986
    2859
    1.40
    48.0
    11.7
    WATER BASED
    08.09.1986
    2942
    1.40
    46.0
    8.8
    WATER BASED
    09.09.1986
    3000
    1.41
    46.0
    7.8
    WATER BASED
    10.09.1986
    3033
    1.42
    40.0
    8.8
    WATER BASED
    10.09.1986
    3113
    1.45
    40.0
    8.8
    WATER BASED
    11.09.1986
    3159
    1.47
    44.0
    7.8
    WATER BASED
    14.09.1986
    3181
    1.47
    40.0
    7.8
    WATER BASED
    14.09.1986
    3209
    1.47
    46.0
    7.8
    WATER BASED
    14.09.1986
    3238
    1.47
    48.0
    8.8
    WATER BASED
    16.09.1986
    3251
    1.47
    39.0
    8.8
    WATER BASED
    22.09.1986
    3260
    1.47
    50.0
    9.8
    WATER BASED
    17.09.1986
    3316
    1.47
    50.0
    10.7
    WATER BASED
    17.09.1986
    3372
    1.47
    46.0
    9.8
    WATER BASED
    19.09.1986
    3437
    1.47
    43.0
    8.8
    WATER BASED
    22.09.1986
    3508
    1.47
    39.0
    8.8
    WATER BASED
    22.09.1986