Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7121/4-1

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.
    7121/4-1
    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.
    BARENTS 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.
    7121/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8310 - 369 SP. 1083
    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.
    428-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    83
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.08.1984
    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.
    27.10.1984
    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.
    27.10.1986
    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.
    03.08.2021
    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.
    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.
    STØ FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    NORDMELA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    335.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2609.0
    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).
    2609.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    88
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 35' 59.68'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 9' 22.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7944529.35
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    505507.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    135

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 7121/4-1 was drilled in the Hammerfest Basin in the Troms I area. The primary objective was to test possible hydrocarbon accumulations in sandstones of Middle to Early Jurassic age.
    Operations and results
    Well 7121/4-1 was spudded with the semi-submersible rig West Vanguard on 6 August 1984 and drilled to TD at 2609 m in Late Triassic sediments (Fruholmen Formation). Loss of circulation occurred at TD in 12 1/4" section at 2285 m, and several times during drilling of 8 1/2" hole but otherwise operations went without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 817 m, with gypsum/Celpol from 817 m to 2285 m, and with gel/chromium-lignosulphonate from 2285 m to TD.
    Hydrocarbon accumulations were discovered in two separated sandstone sequences. The uppermost sequence between 2318 m and 2442 m in the Stø and Nordmela formations contained gas over oil, while the lower sequence was gas bearing between 2468.5 m and 2473 m in the uppermost few meters of the Tubåen Formation. The gas/oil contact in the upper reservoir was seen from RFT to be at 2425. The oil zone, 2425 m to 2442 m in the Nordmela Formation, consists of an interbedded sandstone/shale sequence with fair/poor reservoir properties. There is a sealing shale between 2444 and 2468.5 m that screens off the upper gas-oil system from the lower Tubåen gas reservoir. The lower gas zone has good reservoir properties. The sandstone continues to TD at 2587 m, interrupted by some minor shale beds and one major shale bed at 2532 m to 2560 m. Four cores were cut in the reservoir interval from 2321 m to 2416.35 m in the Middle Jurassic down into the Early Jurassic. Three segregated RFT samples were taken. For all three samples the 2 3/4 gallon chambers were bled off at well site. Sample 1 from 2365 m recovered gas, black condensate, and mud filtrate. Sample 2 from 2470 m recovered gas, brown condensate, and mud filtrate. Sample 3 from 2412 m recovered gas, brown condensate and mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 27 October 1984 as the Snøhvit oil and gas discovery.
    Testing
    Four intervals in the Middle to Early Jurassic sequence were perforated and production tested: 2497.6 m to 2504.2 m (DST 1 in Tubåen Formation), 2465.93 m to 2471.93 m (DST 2 in Nordmela to Tubåen formations), 2419.85 m to 2434.85 m (DST 3 in Nordmela Formation), and 2353 m to 2385 m (DST 4 in Stø Formation).
    DST 1 was a water test and produced 346 m3 water / day through a 25.4 + 1.75 mm choke.
    DST 2 was a gas test, perforated just 1 m above the gas/water contact. This caused a very high water production starting at about 7 % with an increase to more than 99 % water of the total fluids produced (water-coning) before the well was shut in. In the middle of the main flow the test produced 34.8 Sm3 condensate, 391400 Sm3 gas, and 309.4 m3 water per day through a 19 mm choke. This gives a GOR of 11203 Sm3/Sm3.
    DST 3 was an oil test and produced 81.6 Sm3 oil and 88300 Sm3 gas per day through a 12.7 mm choke. This gives a GOR of 1083 Sm3/Sm3. Gas gravity was 0.734 (air =1) and oil density was 0.856 g/cm3. The gas contained 6 % CO2 while the H2S content was nil. No water was produced. Hydrate formation in the choke manifold and down hole was reported in this test.
    DST 4 was a gas test. The first attempt was aborted due to a leak in the tester valve. The second and successful test was named DST 4A. This test produced 109 Sm3 condensate and 844300 Sm3 gas / day during the main flow through a 25.4 mm choke. This gives a GOR of 7744 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    2583.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2321.0
    2339.2
    [m ]
    2
    2339.2
    2366.7
    [m ]
    3
    2366.7
    2394.0
    [m ]
    4
    2394.0
    2416.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2321-2327m
    Kjerne bilde med dybde: 2327-2333m
    Kjerne bilde med dybde: 2333-2339m
    Kjerne bilde med dybde: 2339-2339m
    Kjerne bilde med dybde: 2339-2345m
    2321-2327m
    2327-2333m
    2333-2339m
    2339-2339m
    2339-2345m
    Kjerne bilde med dybde: 2345-2351m
    Kjerne bilde med dybde: 2351-2356m
    Kjerne bilde med dybde: 2352-2357m
    Kjerne bilde med dybde: 2357-2363m
    Kjerne bilde med dybde: 2363-2366m
    2345-2351m
    2351-2356m
    2352-2357m
    2357-2363m
    2363-2366m
    Kjerne bilde med dybde: 2363-2367m
    Kjerne bilde med dybde: 2366-2372m
    Kjerne bilde med dybde: 2367-2373m
    Kjerne bilde med dybde: 2372-2378m
    Kjerne bilde med dybde: 2373-2379m
    2363-2367m
    2366-2372m
    2367-2373m
    2372-2378m
    2373-2379m
    Kjerne bilde med dybde: 2378-2384m
    Kjerne bilde med dybde: 2379-2384m
    Kjerne bilde med dybde: 2384-2390m
    Kjerne bilde med dybde: 2385-2391m
    Kjerne bilde med dybde: 2390-2394m
    2378-2384m
    2379-2384m
    2384-2390m
    2385-2391m
    2390-2394m
    Kjerne bilde med dybde: 2391-2394m
    Kjerne bilde med dybde: 2394-2400m
    Kjerne bilde med dybde: 2400-2406m
    Kjerne bilde med dybde: 2406-2412m
    Kjerne bilde med dybde: 2412-1318m
    2391-2394m
    2394-2400m
    2400-2406m
    2406-2412m
    2412-1318m
    Kjerne bilde med dybde: 2412-2416m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2412-2416m

  • 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
    DST1
    2497.00
    2504.00
    WATER
    07.04.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2471.00
    2465.00
    CONDENSATE
    05.10.1984 - 00:04
    YES
    DST
    DST3
    2419.80
    2434.80
    OIL
    10.10.1984 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    2353.00
    2385.00
    CONDENSATE
    17.10.1984 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.37

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.08
    pdf
    0.24
    pdf
    5.38
    pdf
    4.58

  • 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
    0.25
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.29
    pdf
    1.35

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2498
    2504
    25.4
    2.0
    2466
    2472
    19.1
    3.0
    2420
    2435
    12.7
    4.0
    2353
    2385
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    86
    2.0
    13.000
    3.0
    18.000
    86
    4.0
    86
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    67
    771600
    0.850
    0.730
    11516
    3.0
    94
    89000
    0.850
    0.730
    946
    4.0
    109
    846000
    0.760
    0.700
    7760

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    700
    1330
    CBL VDL GR
    1100
    2520
    CST
    863
    1337
    CST
    1367
    2270
    CST
    2275
    2586
    GR CCL SH
    2047
    2984
    ISF SONIC GR
    357
    2584
    ISF SONIC GR MSFL
    2258
    2364
    LDT CNL NGT
    2259
    2587
    LDT GR
    418
    2275
    RFT
    2391
    2559
    SHDT GR
    800
    2586
    VELOCITY
    1000
    2580

  • 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
    419.0
    36
    425.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    800.0
    26
    817.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1330.0
    17 1/2
    1358.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2259.0
    12 1/4
    2288.0
    1.61
    LOT
    LINER
    7
    2609.0
    8 1/2
    2609.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    422
    1.05
    900.0
    WATER BASED
    750
    1.07
    400.0
    WATER BASED
    817
    1.05
    400.0
    WATER BASED
    1120
    1.12
    1900.0
    WATER BASED
    1355
    1.12
    1800.0
    WATER BASED
    1445
    1.20
    1700.0
    WATER BASED
    1866
    1.27
    1600.0
    WATER BASED
    2073
    1.30
    1600.0
    WATER BASED
    2285
    1.39
    1700.0
    WATER BASED
    2288
    1.45
    1800.0
    WATER BASED
    2366
    1.45
    1900.0
    WATER BASED
    2587
    1.30
    1600.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2410.90
    [m ]
    2401.75
    [m ]
    2385.00
    [m ]
    2358.00
    [m ]
    2342.00
    [m ]
    2331.80
    [m ]

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28