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

25/11-14 S

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.
    25/11-14 S
    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.
    25/11-14
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    648-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    31
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.09.1990
    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.
    13.10.1990
    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.
    13.10.1992
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    13.10.1990
    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.
    17.06.2011
    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.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    127.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1908.0
    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).
    1749.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    44.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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.
    HEIMDAL FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 11' 17.31'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 22' 11.64'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6561323.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463995.53
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1672

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-14 S was drilled centrally on the Balder Field on the Utsira High in the North Sea. This field was discovered in 1967 by the 25/11-1 well, and was the first well on the Norwegian shelf that proved oil. Well 25/11-14 S was planned to be completed for a long term test by the FPV Petrojarl 1. The well was planned deviated in order to avoid possible shallow gas at 235 m, 254 m, and 515 m. The main objective of this well was to test two Paleocene Heimdal Formation sands; the IB4 sand at 1863 m and the IB3 sand at 1897 m. The Heimdal Formation had previously proved oil-bearing in the three neighbouring wells 25/11-6, -7, and -8. Eocene sands constituted a secondary objective for testing. Based on data from surrounding wells, no abnormal pressure was expected. The surface location and well trajectory for this well, was designed so that a later plug-back and sidetrack to a horizontal completion could be accomplished.
    Operations and results
    Appraisal well 25/11-14 S was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 13 September 1990. During setting of the 30" casing a fatal accident occurred as one of the roughnecks was hit by the rig tongs and perished on the drilling floor. A 9 7/8" pilot was drilled with MWD from 189 m to check possible shallow gas. Sands were detected, but they contained salt water only. The planned deviation was initiated at 950 m. While POOH for coring the Heimdal Formation sand, the pipe became stuck (packed off by sloughing shales) and the well bore abandoned at a TD of 1908 m (1749 m TVD), 5 m into the target Heimdal Formation. The well was drilled with seawater down to 452 m and with KCl/polymer/gel mud from 452 m to TD.
    The secondary target Eocene sands were not present. The IB3 sand came in at 1903 m (1746 m TVD RKB), but no wire line logs were run and no test performed due to stuck pipe. Strong shows in mud and cuttings were observed when entering the formation.
    Five cores were cut in the prognosed IB4 sand in the interval 1859 to 1886 m. The cores recovered predominantly claystone with only thin stringers of sandstone, proving that the IB4 sand was in fact not present in the well. The sandstone stringers had good oil shows.
    Since the well did not fulfil its main objective it was decided to make a sidetrack. The well bore below the 13 3/8" casing shoe was thus plugged back and abandoned on 13 October 1990 and a sidetrack (classified as a re-entry) was prepared.
    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]
    480.00
    2080.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1862.0
    1864.0
    [m ]
    2
    1864.0
    1868.0
    [m ]
    3
    1868.0
    1876.5
    [m ]
    4
    1876.5
    1883.0
    [m ]
    5
    1883.3
    1883.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    21.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2010-2014m
    Kjerne bilde med dybde: 2014-2018m
    Kjerne bilde med dybde: 2018-2020m
    Kjerne bilde med dybde: 2020-2024m
    Kjerne bilde med dybde: 2024-2028m
    2010-2014m
    2014-2018m
    2018-2020m
    2020-2024m
    2024-2028m
    Kjerne bilde med dybde: 2028-2032m
    Kjerne bilde med dybde: 2032-2036m
    Kjerne bilde med dybde: 2036-2037m
    Kjerne bilde med dybde: 2038-2042m
    Kjerne bilde med dybde: 2042-2045m
    2028-2032m
    2032-2036m
    2036-2037m
    2038-2042m
    2042-2045m
    Kjerne bilde med dybde: 2046-2049m
    Kjerne bilde med dybde: 2050-2054m
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2058m
    Kjerne bilde med dybde: 2058-2062m
    Kjerne bilde med dybde: 2062-2064m
    2046-2049m
    2050-2054m
    2054-2058m
    2058-2062m
    2062-2064m
    Kjerne bilde med dybde: 2064-2068m
    Kjerne bilde med dybde: 2068-2070m
    Kjerne bilde med dybde: 1882-1883m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2064-2068m
    2068-2070m
    1882-1883m

  • 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
    1992.20
    2015.20
    23.11.1990 - 21:45
    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
    187.0
    36
    190.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    452.0
    26
    454.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1564.0
    17 1/2
    1570.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2068.0
    12 1/4
    2070.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD
    187
    1908

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.14
    pdf
    25.91
    pdf
    39.30

  • 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
    0.24
    pdf
    0.13

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    744
    1.16
    18.0
    8.6
    WATER BASED
    27.09.1990
    950
    1.18
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    28.09.1990
    1196
    1.16
    15.0
    6.7
    WATER BASED
    01.10.1990
    1254
    1.18
    18.0
    10.5
    WATER BASED
    01.10.1990
    1433
    1.16
    19.0
    8.1
    WATER BASED
    01.10.1990
    1572
    1.50
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    22.10.1990
    1576
    1.18
    17.0
    8.1
    WATER BASED
    03.10.1990
    1576
    1.18
    18.0
    9.1
    WATER BASED
    04.10.1990
    1576
    1.16
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    02.10.1990
    1576
    1.16
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    02.01.1991
    1640
    1.20
    16.0
    9.6
    WATER BASED
    05.10.1990
    1795
    1.50
    25.0
    14.4
    WATER BASED
    22.10.1990
    1859
    1.26
    24.0
    13.9
    WATER BASED
    08.10.1990
    1869
    1.26
    20.0
    13.4
    WATER BASED
    08.10.1990
    1881
    1.26
    23.0
    14.4
    WATER BASED
    08.10.1990
    1886
    1.26
    21.0
    13.9
    WATER BASED
    09.10.1990
    1908
    1.26
    23.0
    14.8
    WATER BASED
    10.10.1990
    1908
    1.26
    21.0
    13.8
    WATER BASED
    11.10.1990
    1908
    1.26
    17.0
    11.9
    WATER BASED
    12.10.1990
    1908
    1.26
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    1908
    1.26
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    1908
    1.26
    17.0
    9.6
    WATER BASED
    15.10.1990
    1908
    1.26
    19.0
    10.5
    WATER BASED
    18.10.1990
    1908
    1.26
    19.0
    10.5
    WATER BASED
    18.10.1990
    1908
    1.26
    19.0
    10.5
    WATER BASED
    16.10.1990
    1908
    1.26
    19.0
    10.5
    WATER BASED
    22.10.1990
    1913
    1.50
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    2002
    1.50
    28.0
    13.9
    WATER BASED
    23.10.1990
    2010
    1.50
    25.0
    13.4
    WATER BASED
    24.10.1990
    2010
    1.50
    27.0
    14.4
    WATER BASED
    25.10.1990
    2027
    1.50
    26.0
    13.4
    WATER BASED
    26.10.1990
    2035
    1.50
    27.0
    14.8
    WATER BASED
    29.10.1990
    2065
    1.07
    WATER BASED
    12.11.1990
    2065
    1.08
    WATER BASED
    12.11.1990
    2066
    1.07
    WATER BASED
    12.11.1990
    2066
    1.14
    WATER BASED
    13.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    14.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    19.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    19.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    20.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    22.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    23.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    26.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    26.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    26.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    27.11.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    28.11.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    29.11.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    03.12.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    03.12.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    04.12.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    10.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    10.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    10.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    12.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    14.12.1990
    2066
    1.05
    WATER BASED
    17.12.1990
    2066
    1.05
    WATER BASED
    17.12.1990
    2066
    1.05
    WATER BASED
    18.12.1990
    2066
    1.05
    WATER BASED
    19.12.1990
    2066
    1.05
    WATER BASED
    21.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    27.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    27.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    27.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    28.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    28.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    28.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    31.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    31.12.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    15.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    16.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    19.11.1990
    2066
    1.12
    WATER BASED
    21.11.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    30.11.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    03.12.1990
    2066
    1.06
    WATER BASED
    05.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    10.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    12.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    14.12.1990
    2066
    1.05
    WATER BASED
    17.12.1990
    2066
    1.05
    WATER BASED
    20.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    27.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    31.12.1990
    2066
    1.04
    WATER BASED
    02.01.1991
    2066
    1.04
    WATER BASED
    03.01.1991
    2066
    1.04
    WATER BASED
    04.01.1991
    2066
    1.04
    WATER BASED
    07.01.1991
    2066
    1.04
    WATER BASED
    07.01.1991
    2066
    1.04
    WATER BASED
    07.01.1991
    2070
    1.50
    27.0
    14.8
    WATER BASED
    29.10.1990
    2070
    1.50
    27.0
    14.4
    WATER BASED
    30.10.1990
    2070
    1.50
    26.0
    13.4
    WATER BASED
    31.10.1990
    2070
    1.50
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    01.11.1990
    2081
    1.50
    26.0
    14.8
    WATER BASED
    02.11.1990
    2081
    1.50
    23.0
    14.4
    WATER BASED
    05.11.1990
    2081
    1.50
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2081
    1.50
    21.0
    13.4
    WATER BASED
    07.11.1990
    2081
    1.50
    19.0
    13.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    2081
    1.50
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    2081
    1.50
    21.0
    12.9
    WATER BASED
    05.11.1990
    2081
    1.50
    24.0
    16.7
    WATER BASED
    07.11.1990