Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-2

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.
    30/9-2
    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
    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.
    30/9-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8006 - 117 SP 1505
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    370-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    103
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.04.1983
    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.
    12.07.1983
    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.
    12.07.1985
    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.
    28.05.2003
    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/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
    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.
    105.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2830.0
    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).
    2830.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    107
    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.
    60° 27' 53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 13.03'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6703339.30
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490116.41
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    11

  • Brønnhistorie
    General
    The wildcat 30/9-2 was planned as the first well on the Gamma structure in block 30/9. Well 30/6-9 had previously penetrated the structure but this well failed to encounter the oil/water contact. The primary objectives of 30/9-2 were to verify the reserve estimate for the main part of the gamma structure and penetrate the oil/water contact in the lower part of the Brent Group. Additional objectives were to obtain core material from the oil zone in the Etive Formation and perform a water injection test in this, obtain information on the quality of the reservoir in the water zone and stratigraphical information on the southern part of the Gamma structure.& The well was temporarily abandoned for about one year and then re-entered for an extended test.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-2 was spudded with the semi-submersible installation "Nortrym" on 1 April 1983 and drilled to a total depth of 2830 m in the Early Jurassic Dunlin Group. The well was drilled using water-based mud down to the 12 1/4" hole at 1715 m. The 12 1/4" hole was drilled to TD using oil based mud ("ENVIROMUL" and "IL 2832 oil" as oil base). While running the 13 3/8" casing, this got stuck at 1334 m. The casing was worked free using diesel in the mud and the casing was set at 1680 m. After drilling the 12 1/4" hole to 2203 m the drill pipe got stuck with the bit at 2170 m. Several unsuccessful attempts were made to free the pipe. The drill pipe was then backed off and the well was cemented back and sidetracked from 1482.5 m.
    The Brent Group sandstones (2578-2767 m) RKB were hydrocarbon bearing down to 2737m where an oil/water contact was encountered within the Etive Formation sandstones (2698-2767m).& No additional hydrocarbon bearing reservoirs were encountered by this well. Poor hydrocarbon shows reported from Upper Cretaceous limestones were considered uninteresting. The Ness Formation (2578-2698 m) consisted of very fine to coarse-grained sandstones with interbedded shales, coals and occasional siltstones.& The Etive Formation consisted of very fine to predominantly medium grained homogeneous sandstones with pebble beds in the upper part.& The sandstones were locally micaceous and carbonaceous and contained stringers with abundant calcareous cement.& Twelve conventional cores were cut continuously from 2591 m near the top of the Ness Formation and down into the top of the Drake Formation shales at 2777 m. FMT pressure recordings and sampling were performed in the well.& Samples of oil and gas were obtained from the FMT samples at 2599.5 m (Ness Formation) and 2728 m (Etive Formation).& Samples of water/filtrate were obtained from the samples at 2639.5 m (Ness Formation) and 2755 m (Etive Formation).
    The well was temporarily abandoned as an oil and gas appraisal on 12 July 1983. The well was re-entered as 30/9-2 R on 1 June 1986 for a test production. The re-entry was formally completed on 7 July, and subsequently re-classified to 30/9-T-2 for the test production.&
    Testing
    Four DST's were performed in the well, two in the Etive Formation (DST1 from 2738 m to 2737 m and DST2 from 2704 m to 2728 m) and two in the Ness Formation (DST3 2685 m to 2693 m and DST4 from 2595 m to 2604 m). The DST performed in the lower part of the Etive Formation was a combined production and injection test, which produced water. The other DST's produced oil and gas.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    2155.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2591.0
    2594.0
    [m ]
    2
    2594.0
    2611.4
    [m ]
    4
    2614.0
    2632.0
    [m ]
    5
    2632.0
    2650.4
    [m ]
    6
    2650.5
    2668.8
    [m ]
    7
    2669.0
    2687.0
    [m ]
    8
    2687.0
    2704.3
    [m ]
    9
    2705.0
    2722.5
    [m ]
    10
    2723.0
    2738.2
    [m ]
    11
    2741.0
    2757.0
    [m ]
    12
    2759.0
    2776.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    176.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2591-2594m
    Kjerne bilde med dybde: 2594-2599m
    Kjerne bilde med dybde: 2598-2604m
    Kjerne bilde med dybde: 2604-2609m
    Kjerne bilde med dybde: 2609-2612m
    2591-2594m
    2594-2599m
    2598-2604m
    2604-2609m
    2609-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2619m
    Kjerne bilde med dybde: 2619-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2629m
    Kjerne bilde med dybde: 2629-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2632-2637m
    2614-2619m
    2619-2624m
    2624-2629m
    2629-2632m
    2632-2637m
    Kjerne bilde med dybde: 2637-2642m
    Kjerne bilde med dybde: 2642-2647m
    Kjerne bilde med dybde: 2647-2651m
    Kjerne bilde med dybde: 2650-2655m
    Kjerne bilde med dybde: 2655-2660m
    2637-2642m
    2642-2647m
    2647-2651m
    2650-2655m
    2655-2660m
    Kjerne bilde med dybde: 2660-2665m
    Kjerne bilde med dybde: 2665-2669m
    Kjerne bilde med dybde: 2669-2674m
    Kjerne bilde med dybde: 2674-2679m
    Kjerne bilde med dybde: 2679-2684m
    2660-2665m
    2665-2669m
    2669-2674m
    2674-2679m
    2679-2684m
    Kjerne bilde med dybde: 2684-2687m
    Kjerne bilde med dybde: 2687-2692m
    Kjerne bilde med dybde: 2692-2697m
    Kjerne bilde med dybde: 2697-2702m
    Kjerne bilde med dybde: 2702-2705m
    2684-2687m
    2687-2692m
    2692-2697m
    2697-2702m
    2702-2705m
    Kjerne bilde med dybde: 2705-2710m
    Kjerne bilde med dybde: 2710-2715m
    Kjerne bilde med dybde: 2715-2720m
    Kjerne bilde med dybde: 2720-2723m
    Kjerne bilde med dybde: 2723-2728m
    2705-2710m
    2710-2715m
    2715-2720m
    2720-2723m
    2723-2728m
    Kjerne bilde med dybde: 2728-2733m
    Kjerne bilde med dybde: 2733-2738m
    Kjerne bilde med dybde: 2738-2739m
    Kjerne bilde med dybde: 2741-2746m
    Kjerne bilde med dybde: 2746-2751m
    2728-2733m
    2733-2738m
    2738-2739m
    2741-2746m
    2746-2751m
    Kjerne bilde med dybde: 2751-2755m
    Kjerne bilde med dybde: 2756-2757m
    Kjerne bilde med dybde: 2759-2764m
    Kjerne bilde med dybde: 2764-2769m
    Kjerne bilde med dybde: 2769-2774m
    2751-2755m
    2756-2757m
    2759-2764m
    2764-2769m
    2769-2774m
    Kjerne bilde med dybde: 2774-2777m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2774-2777m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2486.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2499.4
    [m]
    SWC
    RRI
    2508.9
    [m]
    SWC
    RRI
    2515.9
    [m]
    SWC
    RRI
    2524.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2534.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2542.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2566.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2577.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2584.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2591.7
    [m]
    C
    RRI
    2593.1
    [m]
    C
    OD
    2593.8
    [m]
    C
    OD
    2603.5
    [m]
    C
    RRI
    2609.8
    [m]
    C
    OD
    2610.6
    [m]
    C
    OD
    2610.7
    [m]
    C
    RRI
    2617.8
    [m]
    C
    RRI
    2627.9
    [m]
    C
    RRI
    2639.0
    [m]
    C
    RRI
    2647.8
    [m]
    C
    RRI
    2658.2
    [m]
    C
    RRI
    2667.5
    [m]
    C
    RRI
    2670.3
    [m]
    C
    OD
    2677.1
    [m]
    C
    RRI
    2678.7
    [m]
    C
    OD
    2684.0
    [m]
    C
    RRI
    2695.8
    [m]
    C
    OD
    2697.3
    [m]
    C
    RRI
    2697.7
    [m]
    C
    OD
    2703.3
    [m]
    C
    RRI
    2703.4
    [m]
    C
    OD
    2710.8
    [m]
    C
    RRI
    2720.2
    [m]
    C
    RRI
    2732.7
    [m]
    C
    RRI
    2742.1
    [m]
    C
    RRI
    2744.7
    [m]
    C
    RRI
    2748.8
    [m]
    C
    OD
    2750.4
    [m]
    C
    RRI
    2752.0
    [m]
    C
    RRI
    2753.4
    [m]
    C
    OD
    2764.4
    [m]
    C
    OD
    2770.0
    [m]
    C
    OD
    2795.0
    [m]
    C
    RRI
    2825.5
    [m]
    C
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.43

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.86
    pdf
    1.33

  • 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
    0.21
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.75
    pdf
    17.72

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1250
    1680
    CDL CAL GR
    900
    1689
    CDL CNL CAL GR
    1479
    2828
    DIFL LS BHC GR
    1482
    2830
    DIFL LS BHC SP GR
    218
    900
    DIFL LS BHC SP GR
    900
    1700
    FMT
    2305
    2765
    FMT
    2639
    2690
    FMT SAMPLE
    2728
    2728
    FMT SAMPLE
    2755
    2755
    HDT
    1900
    2826
    SPECTRALOG
    2550
    2790
    SWC
    2230
    2825
    TEMP
    930
    1250
    VSP
    1268
    2830

  • 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
    219.0
    36
    220.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    901.0
    26
    915.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1680.0
    17 1/2
    1715.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2830.0
    12 1/4
    2830.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4083.0
    8 1/2
    4083.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2582
    1.16
    1.0
    WATER BASED
    2594
    1.16
    1.0
    WATER BASED
    2710
    1.16
    1.0
    WATER BASED
    2722
    1.16
    1.0
    WATER BASED
    2724
    1.16
    1.0
    WATER BASED

  • 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