Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-10

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.
    34/7-10
    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.
    34/7-10
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    527-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.08.1986
    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.
    29.10.1986
    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.
    29.10.1988
    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.
    03.12.2014
    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.
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    300.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3000.0
    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).
    2999.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    109
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 25' 2.64'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 7' 36.23'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6809754.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    453388.15
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    947

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-10 was drilled on the southern end of the Snorre Field. The primary purpose of well 34/7-10 was to prove Statfjord Group reserves in the south-east Snorre. Further objectives were to test the Statfjord Group thickness and sand distribution, to test the extent and quality of the middle Statfjord member and to establish a Statfjord Group OWC and reservoir parameters of the Statfjord Group and underlying upper Lunde Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 34/7-10 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 26 August 1986 and drilled to TD at 3000 m in the Late Triassic Lunde Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 430 m, with gel mud from 430 m to 918 m, with gypsum/polymer mud from 918 m to 2413 m, and with KCl mud from 2413 m to TD.
    Apart from the sandy Utsira Formation of Late Miocene age, a Late Oligocene (1314 - 1324 m) and a Late Eocene (1377 - 1387 m) sandstone unit within the Hordaland Group, the upper section down to Jurassic proved mainly claystones. The Jurassic consists of a silty Dunlin Group and a sandy Statfjord Formation. The Triassic consists of claystones with minor sandstones in the upper part and alternating sandstones/ claystones from 2800 m and down to TD. First traces of shows were seen at 2120 m in silty laminas of the Shetland Group. These are described as weak dark yellow fluorescence with slowly streaming light yellow cut. From 2250 m and down to top Statfjord Group oil reservoir at 2531.5 m silt and sandstone show weak to moderate dull yellow to bright yellow fluorescence and slowly streaming blue white to milky white cut. The residue is yellow to light brown in colour. Below the OWC at 2621 m shows continued down to 2635 m where both shows and cut became poorer.
    The Statfjord Group was encountered at 2531.5 m with a gross thickness of 105 m. It was hydrocarbon-bearing down to the OWC at 2621 m. The average log porosity in the oil zone was 22.1%, the net/gross was 0.33 and the average water saturation was 32%. The OWC was established from pressure gradients and from well logs. However, low oil rates were obtained also in DST1 in the interval 2632.7 - 2636.7 m. It is probable that this is an isolated body of sand.
    A total of 14 cores were cut and recovered during drilling of the well. The cores were cut in the interval 2522 - 2663 m. A total of 122.3 m of cores were recovered, corresponding to an average recovery of 86.7%. The core to log depth shifts varied between + 1.0 m to – 0.5 m. FMT fluid samples were taken at 2532.5 m (8.8 l oil and 2.8 l mud filtrate in 2 3/4 gallon chamber), 2601.0 m (mud filtrate and a little oil), and at 2634.5 m (mud filtrate with trace oil)
    The well was permanently abandoned on 29 October 1986 as an oil appraisal well.
    Testing
    Four drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2632.7 - 2636.7 m, 20 m below the observed OWC as seen from well logs and pressure data. It produced 2.7 to 5.4 Sm3 oil/day through a 6.4 mm choke in the main flow period. The maximum bottom hole temperature in the test was 81.8 °C.
    DST 2 tested the interval 2609.4 - 2614.9 m. It produced 222 Sm3 oil through a 12.7 mm choke. The GOR was 77.1 Sm3/Sm3 and the stock tank oil density was 0.8278 g/cm3. The maximum bottom hole temperature in the test was 96.8 °C.
    DST 3 tested the interval 2561.0 - 2570.5 m. It produced 961 Sm3 oil/day through a 12.7 mm choke. The GOR was 48 Sm3/Sm3 and the stock tank oil density was 0.8277 g/cm3. The maximum bottom hole temperature in the test was 95.4 °C.
    DST 4 tested the interval 2548.4 - 2551.9 m. It produced 273 Sm3 oil/day through a 6.4 mm choke. The GOR was 69 Sm3/Sm3. The maximum bottom hole temperature in the test was 95 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    2999.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2522.0
    2539.1
    [m ]
    2
    2540.5
    2551.6
    [m ]
    3
    2552.5
    2558.4
    [m ]
    4
    2558.5
    2574.0
    [m ]
    5
    2574.0
    2577.7
    [m ]
    6
    2592.0
    2598.0
    [m ]
    7
    2599.5
    2602.0
    [m ]
    8
    2602.0
    2608.5
    [m ]
    9
    2608.5
    2617.5
    [m ]
    10
    2617.5
    2624.0
    [m ]
    11
    2624.0
    2635.5
    [m ]
    12
    2635.5
    2641.5
    [m ]
    13
    2641.5
    2655.0
    [m ]
    14
    2655.0
    2663.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    122.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2522-2527m
    Kjerne bilde med dybde: 2527-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2537m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2540-2545m
    2522-2527m
    2527-2532m
    2532-2537m
    2537-2539m
    2540-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2552-2557m
    Kjerne bilde med dybde: 2557-2558m
    Kjerne bilde med dybde: 2558-2563m
    2545-2550m
    2550-2551m
    2552-2557m
    2557-2558m
    2558-2563m
    Kjerne bilde med dybde: 2563-2568m
    Kjerne bilde med dybde: 2568-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2577m
    Kjerne bilde med dybde: 2592-2597m
    2563-2568m
    2568-2573m
    2573-2574m
    2574-2577m
    2592-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2598m
    Kjerne bilde med dybde: 2599-2602m
    Kjerne bilde med dybde: 2602-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2607-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2608-2613m
    2597-2598m
    2599-2602m
    2602-2607m
    2607-2608m
    2608-2613m
    Kjerne bilde med dybde: 2613-2617m
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2622-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2629m
    Kjerne bilde med dybde: 2629-2634m
    2613-2617m
    2617-2622m
    2622-2624m
    2624-2629m
    2629-2634m
    Kjerne bilde med dybde: 2634-2635m
    Kjerne bilde med dybde: 2635-2640m
    Kjerne bilde med dybde: 2640-2641m
    Kjerne bilde med dybde: 2641-2646m
    Kjerne bilde med dybde: 2646-2651m
    2634-2635m
    2635-2640m
    2640-2641m
    2641-2646m
    2646-2651m
    Kjerne bilde med dybde: 2651-2655m
    Kjerne bilde med dybde: 2655-2660m
    Kjerne bilde med dybde: 2660-2663m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2651-2655m
    2655-2660m
    2660-2663m

  • 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
    2606.70
    2610.70
    07.10.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    2583.40
    2588.90
    OIL
    11.10.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    2535.00
    2544.50
    17.10.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    2549.00
    2551.50
    22.10.1986 - 13:14
    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
    423.0
    36
    430.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    901.0
    26
    918.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1907.0
    17 1/2
    1920.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2755.0
    12 1/4
    3000.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2637
    2633
    6.4
    2.0
    2615
    2610
    12.7
    3.0
    2571
    2561
    12.7
    4.0
    2552
    2549
    6.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    15.000
    37.000
    82
    2.0
    2.000
    37.000
    90
    3.0
    10.000
    38.000
    95
    4.0
    11.000
    38.000
    78
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    3
    8.470
    2.0
    219
    17000
    8.770
    78
    3.0
    960
    45000
    0.838
    0.838
    47
    4.0
    272
    18000
    0.835
    0.835
    66

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    400
    1904
    CDL CNL GR
    1906
    3000
    COREGUN
    1930
    2966
    DIFL LS BHC
    901
    3000
    DIP
    1906
    3000
    DLL MSFL GR
    1906
    2700
    FMT
    2442
    2685
    FMT
    2533
    2874
    MWD - GR RES
    428
    3000
    VSP
    481
    2974
    ZEDL
    2500
    3000

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24
    pdf
    2.69

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.80
    pdf
    14.01

  • 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
    0.28
    pdf
    0.26

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    326
    1.07
    WATER BASED
    01.09.1986
    428
    1.07
    WATER BASED
    01.09.1986
    430
    1.07
    WATER BASED
    04.09.1986
    730
    1.11
    7.0
    17.8
    WATER BASED
    04.09.1986
    918
    1.13
    8.0
    18.7
    WATER BASED
    04.09.1986
    918
    1.15
    9.0
    24.9
    WATER BASED
    04.09.1986
    918
    1.11
    WATER BASED
    09.09.1986
    918
    1.11
    21.0
    11.1
    WATER BASED
    09.09.1986
    1323
    1.11
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    09.09.1986
    1665
    1.30
    24.0
    14.4
    WATER BASED
    09.09.1986
    1920
    1.40
    29.0
    11.5
    WATER BASED
    09.09.1986
    1920
    1.45
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    12.09.1986
    1920
    1.45
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    15.09.1986
    1963
    1.50
    19.0
    6.8
    WATER BASED
    15.09.1986
    2058
    1.50
    20.0
    8.7
    WATER BASED
    15.09.1986
    2280
    1.65
    24.0
    8.7
    WATER BASED
    15.09.1986
    2413
    1.70
    35.0
    8.7
    WATER BASED
    15.09.1986
    2440
    1.70
    29.0
    6.3
    WATER BASED
    22.09.1986
    2440
    1.70
    30.0
    8.7
    WATER BASED
    22.09.1986
    2440
    1.70
    27.0
    8.7
    WATER BASED
    09.10.1986
    2440
    1.70
    34.0
    8.7
    WATER BASED
    27.10.1986
    2440
    1.70
    33.0
    7.7
    WATER BASED
    22.09.1986
    2522
    1.70
    28.0
    7.7
    WATER BASED
    15.09.1986
    2550
    1.70
    33.0
    7.7
    WATER BASED
    15.09.1986
    2556
    1.70
    34.0
    8.7
    WATER BASED
    20.10.1986
    2558
    1.70
    34.0
    8.7
    WATER BASED
    21.10.1986
    2558
    1.70
    34.0
    8.7
    WATER BASED
    27.10.1986
    2558
    1.70
    34.0
    8.7
    WATER BASED
    03.11.1986
    2570
    1.70
    28.0
    6.8
    WATER BASED
    15.09.1986
    2578
    1.70
    29.0
    5.3
    WATER BASED
    22.09.1986
    2581
    1.70
    35.0
    8.7
    WATER BASED
    20.10.1986
    2581
    1.70
    36.0
    8.2
    WATER BASED
    20.10.1986
    2581
    1.70
    31.0
    8.7
    WATER BASED
    20.10.1986
    2581
    1.70
    35.0
    9.1
    WATER BASED
    20.10.1986
    2596
    1.70
    28.0
    7.2
    WATER BASED
    22.09.1986
    2627
    1.70
    22.0
    7.7
    WATER BASED
    15.10.1986
    2627
    1.70
    24.0
    7.2
    WATER BASED
    15.10.1986
    2627
    1.70
    26.0
    8.7
    WATER BASED
    20.10.1986
    2648
    1.70
    27.0
    6.8
    WATER BASED
    23.09.1986
    2663
    1.70
    27.0
    5.3
    WATER BASED
    23.09.1986
    2700
    1.70
    32.0
    8.7
    WATER BASED
    30.09.1986
    2722
    1.70
    29.0
    8.7
    WATER BASED
    30.09.1986
    2724
    1.70
    27.0
    8.2
    WATER BASED
    09.10.1986
    2755
    1.70
    28.0
    8.2
    WATER BASED
    09.10.1986
    2755
    1.70
    29.0
    8.7
    WATER BASED
    09.10.1986
    2770
    1.70
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    09.10.1986
    2823
    1.70
    27.0
    7.7
    WATER BASED
    30.09.1986
    2973
    1.70
    28.0
    7.7
    WATER BASED
    30.09.1986
    3000
    1.71
    26.0
    8.2
    WATER BASED
    30.09.1986
    3000
    1.71
    29.0
    6.8
    WATER BASED
    09.10.1986
    3000
    1.71
    35.0
    9.1
    WATER BASED
    09.10.1986