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

30/3-4

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.
    30/3-4
    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
    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.
    30/3-4
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    451-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    128
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.02.1985
    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.
    12.06.1985
    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.
    12.06.1987
    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.
    07.11.2005
    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/GAS
    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.
    BRENT GP
    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.
    EARLY 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.
    COOK FM
    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.
    164.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3287.0
    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).
    3285.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 45' 56.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 51' 30.2'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6736868.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492284.13
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    460

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 30/3-4 was drilled on the Veslefrikk Field. The primary objectives of the well were to investigate possible oil accumulations in sandstones in Ness and Etive Formations, and to determine the oil/water contact. Secondary objective was sandstone of the Early Jurassic Dunlin Group.
    Operations and results
    Wildcat well 30/3-4 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 5 February 1985 and drilled to TD at 3287 m in Early Jurassic sediments of the Statfjord Formation. Drilling went without problems to a depth of 1788 m. While running the 13 3/8" casing a wedge got stuck in the BOP and locked the casing. A technical sidetrack was decided. The sidetrack was kicked off from 790 m, and drilled to 1792 m. An attempt to set 13 3/8" casing at this depth was unsuccessful, as the shoe got stuck at 1178 m. The casing was cut at 872 m and a second technical sidetrack was kicked of from 630 m. The problems encountered while running casing might have been caused by differential pressure between the Utsira sand and a sand at 1700 m. A total of 4 weeks was spent on the 17 1/2" section before the 13 3/8" casing was finally in place. Drilling to TD proceeded without further problems. The interval below 3131 m was drilled with turbine. The well was drilled with seawater and hi-vis pills to 248 m, with gel/seawater from 248 m to 606 m, and with KCl/polymer mud in the 17 1/2" section from 606 m to 1605 m. In the final 17 12/2" sidetrack from 630 m "Torq Trim" and 7% diesel was added to the mud. The 12 1/4" section from 1605 m to 2812 m was drilled with KCl/polymer mud, and the 8 1/2" section from 2812 m to TD was drilled with Lignite/Lignosulphonate mud.
    Hydrocarbons were encountered in both Ness and Etive Formations and in the secondary target, the Cook Formation. Top reservoir in the Brent Group is at 2843 m, and the oil/water contact is at 2930 m. Top Cook Formation sand came in at 3079 m, and the possible oil/ water contact is at 3129 m. Twelve cores were cut in 8 1/2" hole from 2830 - 2972 m and 3086 - 3131 m, covering both reservoir sections. No fluid sample was taken on wire line.
    The well was suspended on 12 June 1985 for possible later use as a producer. It is classified as an oil/gas appraisal.
    Testing
    Six Drill Stem Tests were performed with good results. The high production rate from Cook Formation was especially interesting.
    DST 1 from 3079 m to 3096 m (Cook Formation) produced 1023 m oil/day and 114 800 m gas/day on 60/64" choke and wellhead pressure equal to 54 bar.
    DST 2 from 2932 m to 2941 m (Etive Formation) flowed for 2 hours on 48/64" choke and produced 580 m water/day and wellhead pressure equal to 37 bars. A water injection test was performed.
    DST 3 from 2903 m to 2923 m (Etive Formation) produced 1640 m oil/day and 126 700 m gas/day on 56/64" choke and wellhead pressure equal to 90 bar.
    DST 4 from 2866 m to 2882 m (Ness/Etive Formations) produced 1230 m oil/day and 101 900 m gas/day on 46/64" choke and wellhead pressure equal to 103 bar.
    DST 5 from 2850 m to 2857 m (Ness Formation) produced 578 m oil/day and 46 200 m gas/day on 48/64" choke and wellhead pressure equal to 41 bar.
    DST 6 from 2826 m 2833 m (a separate sandstone section in top Ness Formation) produced 237 m water/day on 1" choke and wellhead pressure equal to 4 bar.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    260.00
    3287.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2830.0
    2834.4
    [m ]
    2
    2835.0
    2839.3
    [m ]
    3
    2840.0
    2851.8
    [m ]
    4
    2853.0
    2862.0
    [m ]
    5
    2865.0
    2879.6
    [m ]
    6
    2880.5
    2907.9
    [m ]
    7
    2907.9
    2928.8
    [m ]
    8
    2930.0
    2937.3
    [m ]
    9
    2938.0
    2952.5
    [m ]
    10
    2953.0
    2972.3
    [m ]
    11
    3086.0
    3113.0
    [m ]
    12
    3113.0
    3130.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    178.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2830-2834m
    Kjerne bilde med dybde: 2835-2839m
    Kjerne bilde med dybde: 2840-2846m
    Kjerne bilde med dybde: 2846-2851m
    Kjerne bilde med dybde: 2853-2859m
    2830-2834m
    2835-2839m
    2840-2846m
    2846-2851m
    2853-2859m
    Kjerne bilde med dybde: 2859-2862m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2871m
    Kjerne bilde med dybde: 2871-2877m
    Kjerne bilde med dybde: 2877-2879m
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2886m
    2859-2862m
    2865-2871m
    2871-2877m
    2877-2879m
    2880-2886m
    Kjerne bilde med dybde: 2886-2892m
    Kjerne bilde med dybde: 2892-2898m
    Kjerne bilde med dybde: 2898-2904m
    Kjerne bilde med dybde: 2904-2907m
    Kjerne bilde med dybde: 2907-2913m
    2886-2892m
    2892-2898m
    2898-2904m
    2904-2907m
    2907-2913m
    Kjerne bilde med dybde: 2913-2919m
    Kjerne bilde med dybde: 2919-2915m
    Kjerne bilde med dybde: 2925-2928m
    Kjerne bilde med dybde: 2930-2936m
    Kjerne bilde med dybde: 2936-2937m
    2913-2919m
    2919-2915m
    2925-2928m
    2930-2936m
    2936-2937m
    Kjerne bilde med dybde: 2938-2944m
    Kjerne bilde med dybde: 2944-2950m
    Kjerne bilde med dybde: 2950-2952m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2959m
    Kjerne bilde med dybde: 2959-2965m
    2938-2944m
    2944-2950m
    2950-2952m
    2953-2959m
    2959-2965m
    Kjerne bilde med dybde: 2965-2971m
    Kjerne bilde med dybde: 2971-2972m
    Kjerne bilde med dybde: 3086-3092m
    Kjerne bilde med dybde: 3092-3098m
    Kjerne bilde med dybde: 3098-3104m
    2965-2971m
    2971-2972m
    3086-3092m
    3092-3098m
    3098-3104m
    Kjerne bilde med dybde: 3104-3110m
    Kjerne bilde med dybde: 3110-3113m
    Kjerne bilde med dybde: 3113-3119m
    Kjerne bilde med dybde: 3119-3125m
    Kjerne bilde med dybde: 3125-3130m
    3104-3110m
    3110-3113m
    3113-3119m
    3119-3125m
    3125-3130m

  • 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
    TEST1
    3079.00
    3096.00
    01.05.1985 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    2903.00
    2923.00
    21.05.1985 - 00:00
    YES
    DST
    TEST4
    2866.00
    2882.00
    OIL
    24.05.1985 - 00:00
    YES
    DST
    TEST5
    2850.00
    2857.00
    OIL
    02.06.1985 - 00:00
    YES

  • 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
    248.0
    36
    248.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    600.0
    26
    606.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1583.0
    17 1/2
    1605.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2795.0
    12 1/4
    2812.0
    1.86
    LOT
    LINER
    7
    3280.0
    8 1/2
    3287.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3079
    3096
    23.8
    3.0
    2903
    2923
    23.8
    4.0
    2866
    2882
    18.3
    5.0
    2850
    2857
    19.0
    6.0
    2826
    2833
    25.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    6.000
    34.000
    3.0
    9.000
    32.000
    4.0
    10.000
    32.000
    5.0
    4.000
    6.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1023
    104000
    0.830
    108
    3.0
    1640
    126700
    0.830
    77
    4.0
    1230
    101900
    0.831
    0.766
    82
    5.0
    578
    46200
    0.835
    0.770
    80
    6.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    165
    2805
    ACBL VDL GR
    180
    1583
    CAL GR
    600
    1605
    CDL CNL GR
    1582
    3286
    CDL GR
    600
    1781
    DIFL BHC ACL GR CAL
    600
    1781
    DIFL BHC ACL GR CAL
    1583
    3286
    DLL MLL GR
    2790
    3286
    FMT
    2827
    3270
    SPECTRALOG
    2790
    3279
    VELOCITY
    600
    3284

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.54

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.83
    pdf
    13.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.95
    pdf
    1.88

  • 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
    0.29
    pdf
    0.24

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    606
    1.09
    42.0
    12.4
    WATERBASED
    11.02.1985
    606
    1.09
    42.0
    12.4
    WATER BASED
    11.02.1985
    719
    1.15
    60.0
    13.9
    WATERBASED
    17.03.1985
    719
    1.15
    60.0
    13.9
    WATER BASED
    17.03.1985
    792
    1.14
    52.0
    12.9
    WATER BASED
    13.02.1985
    792
    1.14
    52.0
    12.9
    WATERBASED
    13.02.1985
    860
    1.20
    62.0
    11.5
    WATERBASED
    03.03.1985
    860
    1.20
    62.0
    11.5
    WATER BASED
    03.03.1985
    932
    1.01
    69.0
    12.4
    WATERBASED
    17.03.1985
    932
    1.01
    69.0
    12.4
    WATER BASED
    17.03.1985
    1037
    1.14
    44.0
    9.6
    WATERBASED
    14.02.1985
    1037
    1.14
    44.0
    9.6
    WATER BASED
    14.02.1985
    1048
    1.21
    68.0
    10.5
    WATER BASED
    03.03.1985
    1048
    1.21
    68.0
    10.5
    WATERBASED
    03.03.1985
    1242
    1.15
    63.0
    12.9
    WATER BASED
    17.03.1985
    1242
    1.15
    63.0
    12.9
    WATERBASED
    17.03.1985
    1384
    1.20
    62.0
    15.3
    WATERBASED
    03.03.1985
    1384
    1.20
    62.0
    15.3
    WATER BASED
    03.03.1985
    1470
    1.15
    66.0
    14.8
    WATERBASED
    18.03.1985
    1470
    1.15
    66.0
    14.8
    WATER BASED
    18.03.1985
    1470
    1.13
    41.0
    9.1
    WATER BASED
    15.02.1985
    1470
    1.13
    41.0
    9.1
    WATERBASED
    15.02.1985
    1514
    1.15
    50.0
    15.0
    WATERBASED
    18.02.1985
    1514
    1.15
    50.0
    15.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    1586
    1.20
    58.0
    13.9
    WATER BASED
    04.03.1985
    1586
    1.20
    58.0
    13.9
    WATERBASED
    04.03.1985
    1605
    1.14
    79.0
    18.2
    WATERBASED
    19.03.1985
    1605
    0.00
    76.0
    16.8
    WATERBASED
    22.03.1985
    1605
    1.14
    79.0
    18.2
    WATER BASED
    19.03.1985
    1605
    1.32
    76.0
    16.8
    WATER BASED
    22.03.1985
    1652
    1.25
    52.0
    15.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    1652
    1.25
    52.0
    15.0
    WATERBASED
    18.02.1985
    1710
    1.35
    54.0
    15.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    1710
    1.35
    54.0
    15.0
    WATERBASED
    18.02.1985
    1717
    1.42
    70.0
    16.0
    WATER BASED
    25.03.1985
    1717
    1.42
    70.0
    16.0
    WATERBASED
    25.03.1985
    1788
    1.43
    58.0
    16.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    1788
    1.43
    58.0
    16.0
    WATERBASED
    18.02.1985
    1792
    1.45
    60.0
    13.9
    WATERBASED
    05.03.1985
    1792
    1.45
    60.0
    13.9
    WATER BASED
    05.03.1985
    2000
    1.50
    68.0
    15.0
    WATERBASED
    25.03.1985
    2000
    1.50
    68.0
    15.0
    WATER BASED
    25.03.1985
    2172
    1.51
    67.0
    13.4
    WATERBASED
    25.03.1985
    2172
    1.51
    67.0
    13.4
    WATER BASED
    25.03.1985
    2365
    1.51
    67.0
    12.4
    WATERBASED
    26.03.1985
    2365
    1.51
    67.0
    12.4
    WATER BASED
    26.03.1985
    2493
    1.51
    62.0
    11.0
    WATER BASED
    27.03.1985
    2493
    1.51
    62.0
    11.0
    WATERBASED
    27.03.1985
    2526
    1.51
    63.0
    9.1
    WATERBASED
    28.03.1985
    2526
    1.51
    63.0
    9.1
    WATER BASED
    28.03.1985
    2636
    1.51
    65.0
    11.8
    WATER BASED
    29.03.1985
    2636
    1.51
    65.0
    11.8
    WATERBASED
    29.03.1985
    2654
    1.51
    65.0
    9.1
    WATER BASED
    01.04.1985
    2654
    1.51
    65.0
    9.1
    WATERBASED
    01.04.1985
    2689
    1.51
    61.0
    9.0
    WATERBASED
    01.04.1985
    2689
    1.51
    61.0
    9.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    2770
    1.51
    62.0
    8.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    2770
    1.51
    62.0
    8.0
    WATERBASED
    01.04.1985
    2795
    1.33
    17.0
    7.0
    WATERBASED
    09.04.1985
    2795
    1.33
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2812
    1.51
    57.0
    8.0
    WATERBASED
    02.04.1985
    2812
    0.00
    55.0
    7.0
    WATERBASED
    03.04.1985
    2812
    1.51
    57.0
    8.0
    WATER BASED
    02.04.1985
    2812
    1.51
    55.0
    7.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2908
    1.33
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    11.04.1985
    2908
    1.33
    17.0
    6.0
    WATERBASED
    11.04.1985
    3183
    1.33
    53.0
    6.0
    WATER BASED
    18.04.1985
    3183
    1.33
    53.0
    6.0
    WATERBASED
    18.04.1985
    3248
    1.23
    18.0
    7.0
    WATERBASED
    29.04.1985
    3248
    1.23
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    3287
    1.33
    48.0
    6.2
    WATERBASED
    19.04.1985
    3287
    1.33
    48.0
    6.2
    WATER BASED
    19.04.1985