Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/3-7

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.
    1/3-7
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    1/3-7
    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.
    804-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    102
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.02.1995
    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.
    25.05.1995
    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.
    25.05.1997
    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.
    30.04.2010
    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
    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.
    PALEOCENE
    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.
    FORTIES FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    44.7
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    72.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3345.0
    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).
    3342.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    136
    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.
    PALEOCENE
    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.
    VÅLE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 56' 25.15'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 40' 34.61'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6310930.49
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    480302.33
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2505

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/3-7 is located on the Hidra High in the North Sea. It was drilled to appraise the 1/3-6 Oselvar condensate discovery made in Paleocene Forties Formation sandstones. The well was placed down-flanks on the structure relative to the discovery well in order to penetrate the hydrocarbon-water contact and further appraise reservoir properties and production rates.
    Operations and results
    Appraisal well 1/3-7 was spudded with the 3 leg jack-up installation West Epsilon on 13 February 1995 and drilled to TD at 3345 m in the Paleocene Våle Formation. A gas kick was taken at 1740 m in the top of the Hordaland Group, later it was found that the gas probably originated from a limestone less than one meter thick. The hole packed off, the string had to be cut off at 1564 m, and the hole was plugged back. A technical sidetrack (1/3-7 T2) was made from 1204 m. This sidetrack failed as the bit fell back into the original hole during a wiper trip. A new and successful technical sidetrack (1/3-7 T3) was made from 1202 m. A second gas kick occurred in the T3 sidetrack when reaching 1741 m. This kick was controlled by the driller's method without significant problems or extra rig time. The extra activity caused by the first kick prolonged the rig time with 23 days. Due to poor hole conditions no open hole logging was performed in the 12 1/4" section. As the West Epsilon was available only up to 28 May open hole logging at final TD was also abandoned in order to secure time for the well test. The reservoir was logged through casing. The well was drilled with sea water down to 207 m and with gelled mud from 207 m to 1204 m. From 3103 m to TD it was drilled with a salt polymer.
    Top Forties Formation was encountered at 3175 m. The Forties reservoir sandstones was encountered at 3183.5 m and proved to be oil bearing down to an oil-water contact at 3225 m. The logs indicated hydrocarbons down to 3229.4 m (3182.3 m MSL) and oil shows (direct and cut fluorescence) were reported down to 3232 m. This lower zone was considered to be only a residual oil zone, which was indicated also by the change in geochemical composition. No oil shows were reported above the Forties reservoir or below 3232 m, only background gas. The up-flanks 1/3-6 reservoir contains condensate. Hence, the 1/3-7 well suggests a ca 490 m hydrocarbon column with a gas/oil contact somewhere between the two wells. However, the depth of a GOC could not be determined, nor could it be deduced with any certainty that there is pressure communication between the reservoir sections penetrated in the two wells.
    A total of 74.5 m core was cut and retrieved in 4 cores in the interval from 3164 to 3251 m. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 25 May 1995 as an oil appraisal well.
    Testing
    Two tests were performed on the reservoir.
    DST 1A tested the interval 3183.5 to 3215.5 m. It produced 49 Sm3 oil and 16783 Sm3 gas /day through a 1/2" choke. The GOR was 333 with a well head flowing pressure (WHFP) of 15.4 bara. The density of the oil was 0.797 g/cm3.
    DST 1B tested the intervals 3183.5 to 3215.5 m and 3220 to 3224.5 m. It produced 136.8 Sm3 oil and 37762 Sm3 gas /day through a 1/2" choke. The GOR was 280.9 Sm3/Sm3, with a well head flowing pressure of 35 bara. The formation temperature was measured in the tests to be 131.6 deg C. The formation temperature was taken as the highest flowing temperature just after opening the well for DST 1A. This is due to the temperature reducing with time because of the thermal expansion effect of gas (BHFP << Bubble point pressure).

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3164.0
    3181.7
    [m ]
    2
    3188.0
    3204.7
    [m ]
    3
    3205.0
    3223.3
    [m ]
    4
    3224.0
    3245.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    74.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3164-3169m
    Kjerne bilde med dybde: 3169-3174m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3179m
    Kjerne bilde med dybde: 3179-3181m
    Kjerne bilde med dybde: 3188-3189m
    3164-3169m
    3169-3174m
    3174-3179m
    3179-3181m
    3188-3189m
    Kjerne bilde med dybde: 3189-3190m
    Kjerne bilde med dybde: 3190-3191m
    Kjerne bilde med dybde: 3191-3192m
    Kjerne bilde med dybde: 3192-3193m
    Kjerne bilde med dybde: 3193-3194m
    3189-3190m
    3190-3191m
    3191-3192m
    3192-3193m
    3193-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3195m
    Kjerne bilde med dybde: 3195-3196m
    Kjerne bilde med dybde: 3196-3197m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3198m
    Kjerne bilde med dybde: 3198-3199m
    3194-3195m
    3195-3196m
    3196-3197m
    3197-3198m
    3198-3199m
    Kjerne bilde med dybde: 3199-3200m
    Kjerne bilde med dybde: 3200-3201m
    Kjerne bilde med dybde: 3201-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3203m
    Kjerne bilde med dybde: 3203-3204m
    3199-3200m
    3200-3201m
    3201-3202m
    3202-3203m
    3203-3204m
    Kjerne bilde med dybde: 3204-3205m
    Kjerne bilde med dybde: 3205-3206m
    Kjerne bilde med dybde: 3206-3207m
    Kjerne bilde med dybde: 3207-3208m
    Kjerne bilde med dybde: 3208-3209m
    3204-3205m
    3205-3206m
    3206-3207m
    3207-3208m
    3208-3209m
    Kjerne bilde med dybde: 3209-3210m
    Kjerne bilde med dybde: 3210-3211m
    Kjerne bilde med dybde: 3211-3212m
    Kjerne bilde med dybde: 3212-3213m
    Kjerne bilde med dybde: 3213-3214m
    3209-3210m
    3210-3211m
    3211-3212m
    3212-3213m
    3213-3214m
    Kjerne bilde med dybde: 3214-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3216-3217m
    Kjerne bilde med dybde: 3217-3218m
    Kjerne bilde med dybde: 3218-3219m
    3214-3215m
    3215-3216m
    3216-3217m
    3217-3218m
    3218-3219m
    Kjerne bilde med dybde: 3219-3220m
    Kjerne bilde med dybde: 3220-3221m
    Kjerne bilde med dybde: 3221-3222m
    Kjerne bilde med dybde: 3222-3223m
    Kjerne bilde med dybde: 3223-3224m
    3219-3220m
    3220-3221m
    3221-3222m
    3222-3223m
    3223-3224m
    Kjerne bilde med dybde: 3224-3225m
    Kjerne bilde med dybde: 3225-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3226-3227m
    Kjerne bilde med dybde: 3227-3228m
    Kjerne bilde med dybde: 3228-3229m
    3224-3225m
    3225-3226m
    3226-3227m
    3227-3228m
    3228-3229m
    Kjerne bilde med dybde: 3229-3230m
    Kjerne bilde med dybde: 3230-3231m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3232m
    Kjerne bilde med dybde: 3232-3233m
    Kjerne bilde med dybde: 3233-3234m
    3229-3230m
    3230-3231m
    3231-3232m
    3232-3233m
    3233-3234m
    Kjerne bilde med dybde: 3234-3235m
    Kjerne bilde med dybde: 3235-3236m
    Kjerne bilde med dybde: 3236-3237m
    Kjerne bilde med dybde: 3237-3238m
    Kjerne bilde med dybde: 3238-3239m
    3234-3235m
    3235-3236m
    3236-3237m
    3237-3238m
    3238-3239m
    Kjerne bilde med dybde: 3239-3240m
    Kjerne bilde med dybde: 3240-3241m
    Kjerne bilde med dybde: 3241-3242m
    Kjerne bilde med dybde: 3242-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3244m
    3239-3240m
    3240-3241m
    3241-3242m
    3242-3243m
    3243-3244m
    Kjerne bilde med dybde: 3244-3245m
    Kjerne bilde med dybde: 3164-3169m
    Kjerne bilde med dybde: 3169-3174m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3179m
    Kjerne bilde med dybde: 3179-3181m
    3244-3245m
    3164-3169m
    3169-3174m
    3174-3179m
    3179-3181m
    Kjerne bilde med dybde: 3188-3193m
    Kjerne bilde med dybde: 3193-3198m
    Kjerne bilde med dybde: 3198-3203m
    Kjerne bilde med dybde: 3203-3204m
    Kjerne bilde med dybde: 3205-3210m
    3188-3193m
    3193-3198m
    3198-3203m
    3203-3204m
    3205-3210m
    Kjerne bilde med dybde: 3210-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3220m
    Kjerne bilde med dybde: 3220-3223m
    Kjerne bilde med dybde: 3224-3229m
    Kjerne bilde med dybde: 3229-3234m
    3210-3215m
    3215-3220m
    3220-3223m
    3224-3229m
    3229-3234m
    Kjerne bilde med dybde: 3234-3239m
    Kjerne bilde med dybde: 3239-3244m
    Kjerne bilde med dybde: 3244-3245m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3234-3239m
    3239-3244m
    3244-3245m

  • 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
    203.0
    36
    205.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1199.0
    17 1/2
    1204.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3045.0
    12 1/4
    3050.0
    1.71
    LOT
    LINER
    7
    3343.0
    8 1/2
    3345.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.1
    3184
    3216
    12.5
    2.0
    3184
    3220
    12.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.1
    30.000
    119
    2.0
    40.000
    41.000
    126
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.1
    49
    16783
    0.806
    364
    2.0
    137
    37762
    0.790
    281

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ARI MAFL GR
    3035
    3077
    ARI MSFL GR ACTS
    3035
    3173
    GR 4ARM CALI
    3035
    3077
    GR DSI VDL CCL CBL
    1199
    3329
    GR MAFL ARI
    3055
    3077
    MSFL ARI AIT GR
    3055
    3077
    MWD LWD - MGR CDR
    207
    3047
    MWD LWD - MGR CDR SWD ADN
    3035
    3343
    VSP ASI GR
    1095
    3315

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    117
    1655
    3084
    3084
    3102
    3175
    3260
    3315

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.06
    pdf
    0.94

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.92
    pdf
    77.61

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    400
    1.76
    WATER BASED
    29.05.1995
    400
    1.76
    WATER BASED
    29.05.1995
    518
    1.76
    20.0
    24.4
    WATER BASED
    22.05.1995
    520
    1.76
    22.0
    58.0
    WATER BASED
    23.05.1995
    570
    1.75
    18.0
    10.5
    WATER BASED
    24.05.1995
    758
    1.76
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    22.05.1995
    1000
    1.76
    25.0
    6.7
    WATER BASED
    18.04.1995
    1585
    1.76
    27.0
    8.1
    WATER BASED
    19.05.1995
    3074
    1.76
    20.0
    13.9
    WATER BASED
    18.04.1995
    3074
    1.76
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    18.04.1995
    3074
    1.76
    31.0
    8.1
    WATER BASED
    18.04.1995
    3074
    1.76
    22.0
    14.4
    WATER BASED
    18.04.1995
    3075
    1.50
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    18.04.1995
    3137
    1.50
    27.0
    11.5
    WATER BASED
    18.04.1995
    3163
    1.50
    29.0
    12.4
    WATER BASED
    18.04.1995
    3182
    1.50
    25.0
    10.1
    WATER BASED
    20.04.1995
    3188
    1.50
    26.0
    10.1
    WATER BASED
    20.04.1995
    3205
    1.50
    26.0
    21.0
    WATER BASED
    21.04.1995
    3223
    1.50
    25.0
    9.6
    WATER BASED
    24.04.1995
    3251
    1.50
    28.0
    10.1
    WATER BASED
    24.04.1995
    3251
    1.50
    25.0
    9.6
    WATER BASED
    24.04.1995
    3307
    1.50
    27.0
    10.1
    WATER BASED
    25.04.1995
    3345
    1.50
    25.0
    8.1
    WATER BASED
    27.04.1995
    3345
    1.50
    28.0
    10.1
    WATER BASED
    28.04.1995
    3345
    1.50
    29.0
    10.1
    WATER BASED
    03.05.1995
    3345
    1.51
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    03.05.1995
    3345
    1.51
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    03.05.1995
    3345
    1.50
    24.0
    10.5
    WATER BASED
    03.05.1995
    3345
    1.50
    25.0
    10.5
    WATER BASED
    05.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    08.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    08.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    08.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    10.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    11.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    15.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    18.05.1995
    3345
    1.40
    24.0
    7.7
    WATER BASED
    18.05.1995
    3345
    1.40
    24.0
    7.7
    WATER BASED
    18.05.1995
    3345
    1.76
    27.0
    8.1
    WATER BASED
    18.05.1995
    3345
    1.51
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    03.05.1995
    3345
    1.50
    25.0
    10.5
    WATER BASED
    05.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    11.05.1995
    3345
    1.33
    WATER BASED
    12.05.1995
    3345
    1.76
    27.0
    8.1
    WATER BASED
    18.05.1995
    3345
    1.76
    27.0
    8.1
    WATER BASED
    22.05.1995