Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-15 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.
    34/7-15 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).
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/7-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    G/E 83 ROW 200 KOL 256
    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.
    638-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    104
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.05.1990
    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.
    03.09.1990
    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.
    03.09.1992
    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.
    27.02.2004
    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
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    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 SHOWS
    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
    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.
    306.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4646.0
    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).
    4333.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    47.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    155
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 24' 38.59'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 53.22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6808951.10
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    458078.95
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1544

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-15 S was the first well drilled on the east flank of the 34/7 block. This part of the block has mainly been subsiding during Late Jurassic, Early and Late Cretaceous on the Tampen high and hence not been exposed so heavily to the erosive events, whereas the structures elsewhere in the block have suffered periods of erosion and non-deposition. The westward tilting of the Tampen area developed in these periods, and a large part of the erosion products were deposited to the west. The eastern flank received coarse clastic sediments, developed as fans next to the Inner Snorre Fault. The Middle Jurassic Brent Group probably shows the same development as elsewhere in the Tampen area. Seismic anomalies indicate possibilities for shallow gas. The primary objectives of well 34/7-15 S were to test the prospectivity of the Brent Group, and thereby test the sealing capacity of the Inner Snorre Fault; to test the stratigraphy and prospectivity of the Early Cretaceous and Late Jurassic sediments; and to obtain better seismic and velocity control of the Cretaceous and Jurassic sediments. The well fulfilled the work commitment of PL 089.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-15 S was spudded with the semi-submersible rig Treasure Saga 23 May 1990 and drilled to TD at 4646 m in the Early Jurassic Drake Formation. The well was drilled as a deviated well to the east with kick-off point at 2900 m. It was drilled with seawater and gel down to 1038 m and with KCl mud from 1038 m to TD. No shallow gas was encountered.
    The sandstones of the Brent Group (Tarbert Formation) came in at 4376 m. Oil shows were recorded in thin Intra Draupne and Intra Heather Sandstones. The Brent Group proved to be water bearing with some insignificant oil shows. A total of 250 sidewall cores were attempted and 151 cores were recovered. One core was cut in the Tarbert Formation from 4379 m to 4394 m. One FMT segregated sample was taken at 3599.5 m in one of the Intra Draupne Formation Sandstones. It recovered water and mud. The well was permanently abandoned 3 September 1990 as a dry hole with  shows.
    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]
    440.00
    4644.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4379.0
    4393.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    14.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    332
    1100
    1114
    1367
    1450
    1804
    1804
    1832
    1977
    1977
    2246
    2957
    3165
    3165
    3397
    3440
    3440
    3550
    3555
    3581
    3590
    3597
    3601
    3656
    3667
    3675
    3677
    3802
    3805
    3846
    3848
    3855
    3901
    3908
    4120
    4123
    4168
    4172
    4376
    4376
    4434
    4460
    4513
    4571
    4571

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.66

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.49

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.23
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    18.12

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    358
    2604
    CBL VDL GR
    2316
    3922
    CBL VDL GR
    3817
    4455
    CDL CNL GR
    2604
    3935
    CORGUN
    0
    0
    CORGUN
    0
    0
    CORGUN
    0
    0
    DIFL ACL CDL GR
    953
    2604
    DIFL ACL CDL GR
    4455
    4646
    DIFL ACL GR
    3785
    4431
    DIFL CDL CNL GR
    3919
    4482
    DIPLOG
    2609
    3910
    DLL ACL GR
    2604
    3933
    FMT
    3554
    3906
    FMT
    3921
    4439
    MWD - GR RES DIR
    428
    4487
    VSP
    800
    4590

  • 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
    428.0
    36
    433.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    954.0
    26
    970.0
    1.93
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2606.0
    17 1/2
    2621.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3921.0
    12 1/4
    3936.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    4455.0
    8 1/2
    4487.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    4646.0
    5 7/8
    4646.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    358
    1.05
    WATER BASED
    06.06.1990
    432
    1.05
    WATER BASED
    06.06.1990
    433
    1.05
    WATER BASED
    06.06.1990
    433
    1.05
    WATER BASED
    06.06.1990
    433
    1.05
    WATER BASED
    06.06.1990
    687
    1.12
    12.0
    36.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    970
    1.15
    6.0
    28.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    970
    1.18
    8.0
    34.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    970
    1.18
    8.0
    34.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    970
    1.10
    WATER BASED
    06.06.1990
    970
    0.00
    WATER BASED
    06.06.1990
    1038
    1.12
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    1381
    1.20
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    1709
    1.20
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    1999
    1.27
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    2120
    1.30
    36.0
    10.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    2230
    1.38
    37.0
    14.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    2350
    1.42
    38.0
    14.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    2420
    1.42
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    2555
    1.45
    46.0
    13.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    2839
    1.45
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    2839
    1.45
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    2900
    1.45
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    2900
    1.45
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    2956
    1.45
    34.0
    31.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    2956
    1.45
    34.0
    31.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    2990
    1.45
    37.0
    35.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    2990
    1.45
    37.0
    35.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3057
    1.45
    34.0
    36.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    3057
    1.45
    34.0
    36.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3153
    1.45
    33.0
    32.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3153
    1.45
    33.0
    32.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    3236
    1.45
    33.0
    31.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    3236
    1.45
    33.0
    31.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3351
    1.48
    31.0
    36.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3376
    1.48
    31.0
    36.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3404
    1.48
    34.0
    37.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3520
    1.50
    34.0
    38.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3581
    1.52
    34.0
    34.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3599
    1.58
    34.0
    34.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3639
    1.52
    33.0
    31.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    3639
    1.52
    35.0
    39.0
    WATER BASED
    05.07.1990
    3639
    1.52
    35.0
    36.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    3678
    1.54
    37.0
    36.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    3701
    1.58
    35.0
    31.0
    WATER BASED
    12.07.1990
    3701
    1.58
    33.0
    30.0
    WATER BASED
    12.07.1990
    3729
    1.54
    39.0
    37.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    3729
    1.54
    36.0
    35.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    3734
    1.58
    33.0
    31.0
    WATER BASED
    13.07.1990
    3747
    1.58
    31.0
    25.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    3768
    1.58
    33.0
    29.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    3782
    1.58
    35.0
    30.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    3782
    1.58
    36.0
    32.0
    WATER BASED
    19.07.1990
    3782
    1.58
    36.0
    32.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3936
    1.58
    34.0
    17.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3936
    1.58
    30.0
    22.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3936
    1.58
    31.0
    22.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3936
    1.58
    36.0
    33.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3936
    1.58
    36.0
    34.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3936
    1.58
    34.0
    17.0
    WATER BASED
    31.07.1990
    3936
    1.58
    27.0
    20.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    3982
    1.58
    29.0
    27.0
    WATER BASED
    31.07.1990
    3982
    1.58
    29.0
    27.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    4029
    1.58
    32.0
    28.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    4059
    1.58
    30.0
    25.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    4092
    1.58
    23.0
    18.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    4166
    1.64
    23.0
    17.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    4243
    1.64
    23.0
    20.0
    WATER BASED
    01.08.1990
    4265
    1.70
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    20.08.1990
    4265
    1.70
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    21.08.1990
    4265
    1.70
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    21.08.1990
    4265
    1.70
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    17.08.1990
    4293
    1.68
    24.0
    18.0
    WATER BASED
    03.08.1990
    4326
    1.70
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    03.08.1990
    4379
    1.70
    21.0
    16.0
    WATER BASED
    03.08.1990
    4439
    1.70
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    21.08.1990
    4439
    1.70
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    22.08.1990
    4439
    1.70
    29.0
    15.0
    WATER BASED
    22.08.1990
    4447
    1.72
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    4447
    1.70
    28.0
    13.0
    WATER BASED
    14.08.1990
    4447
    1.70
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    14.08.1990
    4447
    1.70
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    15.08.1990
    4447
    1.70
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    14.08.1990
    4490
    1.50
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    23.08.1990
    4536
    1.50
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    28.08.1990
    4581
    1.50
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    28.08.1990
    4615
    1.50
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    28.08.1990
    4644
    1.50
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    30.08.1990
    4646
    1.50
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    30.08.1990
    4646
    1.50
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    30.08.1990
    4646
    1.50
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    31.08.1990
    4646
    1.50
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    4646
    1.50
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    4646
    1.50
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    04.09.1990

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22