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

6407/6-3

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.
    6407/6-3
    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
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/6-3
    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.
    533-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    66
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.12.1986
    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.
    16.02.1987
    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.
    16.02.1989
    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.
    09.03.2009
    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
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    FANGST GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    222.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3220.0
    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).
    3215.0
    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.
    98
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 42' 31.77'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 40' 9.84'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7176849.07
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436571.55
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1024

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/6-3 was drilled on the eastern side of the Halten Terrace, roughly mid-way between the Draugen and Midgard Discoveries off shore mid-Norway. It was drilled on the same structure as well 6407/6-2, which was junked due to a disastrous shallow gas blow-out. The primary objective was to test for hydrocarbon accumulation in sandstones of Middle Jurassic age (Fangst Group). Secondary objectives were possible hydrocarbon accumulations in Early Jurassic sandstone, and to verify the geophysical and structural interpretation and improve the geological, paleontological and geochemical understanding of the area. Total depth was to be in rocks of Triassic age or 4000 m in order to satisfy the licence commitment.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/6-3 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 13 December 1986 and drilled to TD at 3220 m in Late Triassic sediments of the Åre Formation. No significant technical problems were encountered in the operations, which were completed within planned time and budget. No shallow gas was encountered in the well. At 512 m, the interval thought to correspond with that which caused the uncontrolled blow out from well 6407/6-2, a small resistivity peak was recorded, although the gamma ray reading remained constant. A negative drilling break was recorded at the same depth but here was no increase in gas. The well was drilled with spud mud down to 459 m, with gypsum/polymer mud from 459 m to 2470 m, and with gel/lignite/lignosulphonate mud from 2470 m to TD.
    The Middle Jurassic sandstones were penetrated at 2461 m and were found to be gas/condensate bearing with a thin light oil leg. From FMT pressure gradients, logs and shows on cores an OWC can be set at 2583 m. There were shows and petroleum odour all through the reservoir down to 2583 m. Shows description, RFT pressure measurements,  DST results and geochemical analyses indicated a gas/light oil contact at ca 2570 - 2575  m.  Below 2583 m there was no fluorescence and only a weak, bluish white streaming cut. Sandstones of the Early Jurassic Tilje and Åre Formations were encountered at 2727 m. These were water wet without shows.
    Seven cores were cut in the Fangst Group from 2472 to 2615 m. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 16 February 1987 as a gas/condensate discovery
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Fangst Group
    DST 1 tested the interval 2570 - 2577 m (later corrected to 2574.2 – 2581.2 m). It produced 338600 Sm3 gas, 151.6 Sm3 condensate and 20 - 45 m3 water /day through a 72/64" choke. GOR was 2233 Sm3/Sm3, the oil density was 0.810 g/cm3, the gas gravity was 0.760 (air = 1). The bottom hole temperature measured in the test was 93 deg C.
    DST 2 tested the interval 2546 - 2555 m (later corrected to 2550.2 – 2559.2 m). It produced 1249000 Sm3 gas, 512.7 Sm3 condensate and 1 m3 water /day through a 96/64" choke. GOR was 2437 Sm3/Sm3, the oil density was 0.737 g/cm3, the gas gravity was 0.723 (air = 1). The bottom hole temperature measured in the test was 98 deg C.
    DST 3 tested the interval 2479 - 2489 m (later corrected to 2483 – 2493 m). It produced 1298000 Sm3 gas, 517.7 Sm3 condensate /day through a 72/64" choke. No water was produced. GOR was 2507 Sm3/Sm3, the oil density was 0.752 g/cm3, the gas gravity was 0.742 (air = 1). The bottom hole temperature measured in the test was 96 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    470.00
    3220.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2472.0
    2482.6
    [m ]
    2
    2491.0
    2509.4
    [m ]
    3
    2509.4
    2521.6
    [m ]
    4
    2522.0
    2545.0
    [m ]
    5
    2552.0
    2566.2
    [m ]
    6
    2575.0
    2584.4
    [m ]
    7
    2588.0
    2615.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    114.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2472-2477m
    Kjerne bilde med dybde: 2477-2482m
    Kjerne bilde med dybde: 2482-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2495-2500m
    Kjerne bilde med dybde: 2500-2505m
    2472-2477m
    2477-2482m
    2482-2495m
    2495-2500m
    2500-2505m
    Kjerne bilde med dybde: 2505-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2524-2529m
    2505-2509m
    2509-2514m
    2514-2519m
    2519-2524m
    2524-2529m
    Kjerne bilde med dybde: 2529-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2539-2544m
    Kjerne bilde med dybde: 2544-2558m
    Kjerne bilde med dybde: 2556-2561m
    2529-2534m
    2534-2539m
    2539-2544m
    2544-2558m
    2556-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2561-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2579m
    Kjerne bilde med dybde: 2579-2584m
    Kjerne bilde med dybde: 2584-2592m
    Kjerne bilde med dybde: 2592-2597m
    2561-2566m
    2566-2579m
    2579-2584m
    2584-2592m
    2592-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2602m
    Kjerne bilde med dybde: 2602-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2607-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2612-2615m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2597-2602m
    2602-2607m
    2607-2612m
    2612-2615m

  • 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
    2581.20
    2574.20
    31.01.1987 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    2559.20
    2550.20
    05.02.1987 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    2493.00
    2483.00
    10.02.1987 - 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
    324.0
    36
    332.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    430.0
    26
    459.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1391.0
    17 1/2
    1418.0
    1.95
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2458.0
    12 1/4
    2470.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    3083.0
    8 1/2
    3100.0
    1.89
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2570
    2577
    12.7
    2.0
    2546
    2555
    19.1
    3.0
    2479
    2489
    19.1
    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
    115
    228000
    0.818
    0.770
    1979
    2.0
    260
    753000
    0.752
    0.755
    2897
    3.0
    326
    746000
    0.741
    0.720
    2288

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1100
    2303
    CDL CN GR
    2455
    3217
    DIFL ACL GR
    430
    3090
    DIFL BHC ACL GR SON
    3078
    3217
    DIPLOG GR
    2455
    3090
    DLL MLL GR
    2455
    3090
    DTL
    1300
    2314
    FMT HP
    2455
    3018
    MWD - GR RES DIR
    430
    3100
    SPL
    2455
    3090
    SWC
    470
    538
    TL
    200
    900
    VSP
    466
    3181

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13
    pdf
    5.43
    pdf
    0.45
    pdf
    9.45

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.02
    pdf
    3.17

  • 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
    0.44
    pdf
    0.27

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    459
    1.15
    7200.0
    8.5
    WATER BASED
    19.12.1986
    459
    1.15
    8800.0
    8.5
    WATER BASED
    22.12.1986
    459
    1.15
    8200.0
    8.9
    WATER BASED
    22.12.1986
    462
    1.15
    7200.0
    8.9
    WATER BASED
    22.12.1986
    545
    1.59
    6200.0
    5.1
    WATER BASED
    16.02.1987
    816
    1.17
    6400.0
    11.0
    WATER BASED
    23.12.1986
    1150
    1.16
    6300.0
    8.0
    WATER BASED
    29.12.1986
    1350
    1.17
    6300.0
    9.3
    WATER BASED
    29.12.1986
    1418
    1.19
    6500.0
    9.3
    WATER BASED
    29.12.1986
    1418
    1.19
    6000.0
    6.4
    WATER BASED
    29.12.1986
    1418
    1.25
    6000.0
    8.0
    WATER BASED
    29.12.1986
    1682
    1.50
    6700.0
    8.9
    WATER BASED
    29.12.1986
    1897
    1.60
    9000.0
    9.7
    WATER BASED
    30.12.1986
    2030
    1.63
    7000.0
    8.9
    WATER BASED
    02.01.1987
    2030
    1.63
    5900.0
    6.8
    WATER BASED
    02.01.1987
    2030
    1.63
    6900.0
    7.2
    WATER BASED
    05.01.1987
    2030
    1.63
    7400.0
    9.3
    WATER BASED
    05.01.1987
    2030
    1.63
    6800.0
    7.2
    WATER BASED
    05.01.1987
    2081
    1.63
    7800.0
    8.9
    WATERBASED
    02.01.1987
    2200
    1.20
    4800.0
    3.0
    WATER BASED
    13.02.1987
    2463
    1.20
    5800.0
    4.2
    WATER BASED
    12.01.1987
    2463
    1.20
    6000.0
    4.6
    WATER BASED
    14.01.1987
    2463
    1.20
    5000.0
    4.6
    WATER BASED
    08.01.1987
    2463
    1.20
    5000.0
    4.2
    WATER BASED
    09.01.1987
    2463
    1.20
    5600.0
    4.6
    WATER BASED
    12.01.1987
    2463
    1.20
    6700.0
    5.1
    WATER BASED
    12.01.1987
    2463
    1.20
    5700.0
    4.6
    WATER BASED
    13.01.1987
    2463
    1.20
    5800.0
    4.2
    WATER BASED
    15.01.1987
    2463
    1.20
    5800.0
    3.8
    WATER BASED
    16.01.1987
    2470
    1.20
    6000.0
    4.2
    WATER BASED
    19.01.1987
    2472
    1.25
    6200.0
    5.9
    WATER BASED
    06.01.1987
    2491
    1.25
    4800.0
    4.6
    WATER BASED
    07.01.1987
    2536
    1.20
    4300.0
    3.0
    WATER BASED
    09.02.1987
    2536
    1.20
    5200.0
    8.4
    WATER BASED
    09.02.1987
    2536
    1.20
    5200.0
    3.4
    WATER BASED
    10.02.1987
    2536
    1.20
    5000.0
    3.4
    WATER BASED
    11.02.1987
    2536
    1.20
    5000.0
    3.4
    WATER BASED
    12.02.1987
    2565
    1.20
    4800.0
    3.4
    WATER BASED
    09.02.1987
    2565
    1.20
    5100.0
    3.4
    WATER BASED
    02.02.1987
    2565
    1.20
    5000.0
    3.0
    WATER BASED
    03.02.1987
    2565
    1.20
    5100.0
    3.4
    WATER BASED
    04.02.1987
    2565
    1.20
    4500.0
    2.5
    WATER BASED
    05.02.1987
    2565
    1.20
    4400.0
    3.0
    WATER BASED
    09.02.1987
    2640
    1.20
    6500.0
    4.3
    WATERBASED
    27.01.1987
    2640
    1.20
    7400.0
    4.2
    WATER BASED
    28.01.1987
    2640
    1.20
    7500.0
    4.2
    WATER BASED
    29.01.1987
    2640
    1.20
    4000.0
    2.1
    WATER BASED
    30.01.1987
    2640
    0.00
    4500.0
    3.8
    WATERBASED
    02.02.1987
    2640
    1.20
    4500.0
    3.0
    WATER BASED
    02.02.1987
    3083
    1.20
    8400.0
    5.5
    WATER BASED
    19.01.1987
    3083
    1.20
    7500.0
    7.2
    WATER BASED
    19.01.1987
    3119
    1.20
    7400.0
    5.1
    WATER BASED
    21.01.1987
    3125
    1.20
    9000.0
    4.6
    WATER BASED
    21.01.1987
    3197
    1.20
    6600.0
    4.2
    WATER BASED
    22.01.1987
    3220
    1.20
    7100.0
    3.8
    WATER BASED
    23.01.1987
    3220
    1.20
    7200.0
    3.8
    WATER BASED
    26.01.1987
    3220
    1.20
    6200.0
    3.4
    WATER BASED
    26.01.1987
    3220
    1.20
    6800.0
    3.8
    WATER BASED
    26.01.1987