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

34/7-4

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.
    34/7-4
    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
    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.
    34/7-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    G/E-035 SP. 430
    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.
    445-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    59
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.11.1984
    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.
    16.01.1985
    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.
    16.01.1987
    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.
    01.04.2012
    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
    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
    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.
    319.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3115.0
    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).
    3114.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    75
    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° 29' 4.44'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 8' 0.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6817231.93
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    453843.83
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    455

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-4 was drilled on the Snorre E structure in the northern part of block 34/7. The primary objectives were to further appraise the reservoir potential of the Statfjord Formation in the E-structure extension of the Snorre Discovery, to test the oil/water contact found in wells 34/7-1, and to test the reservoir quality in this area. A secondary objective was to test the reservoir potential in the upper Lunde Formation, which contain oil in an up-dip location.
    Operations and results
    Appraisal well 34/7-4 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 19 November 1984 and drilled to TD at 3115 m in the Late Triassic Lunde Formation. No significant problems occurred during drilling of the well. The well was drilled with spud mud down to 963 m, with gypsum/polymer mud from 963 m to 2759 m, and with lignosulphonate mud from 2759 m to TD.
    Except for the sandy Utsira Formation (Late Miocene/Pliocene) and an Early Eocene sandstone unit (1625-1664 m) in the lower part of the Hordaland Group, the well proved mainly claystones down to the Early Jurassic Statfjord Formation at 2535.5 m. The Statfjord Formation was 92 m thick and was oil bearing down to claystones in top Lunde Formation at 2627.5 m. No definite oil-water contact was seen. The N/G ratio in the Statfjord Formation was 0.26. The average porosity was 20 % and the average water saturation was 44%. The Lunde Formation proved mainly a claystone/siltstone sequence in the upper part, while the lowermost 265 m proved a sequence of alternating sandstones and claystones with limestone stringers. Of this sequence some 123 m can be considered as net. The Lunde Formation reservoir was water bearing.
    Three cores totalling 24.6 m (recovered 22.3 m. 91% recovery) were cut in the Statfjord Formation from 2533 m to 2557.5 m. Core depths were from 2.0 to 4.0 m short of logger's depth. Another two cores were attempted at 2558.5 m and 2559 m, but these gave no recovery. Two FMT-chambers containing reservoir fluid were collected in the Statfjord Formation at 2537 m and 2555 m. These samples proved not to be representative, since the bubble point pressures were too low.
    The well was permanently abandoned on 16 January 1985 as an oil appraisal.
    Testing
    One drill stem test was carried out in the interval 2547.0 - 2563.0 m in the Statfjord Formation. The zone produced clean oil at a rate of 865 Sm3 /day through a 9.5 mm choke with a wellhead pressure of 130 bar. The reservoir pressure was 386.5 bar and the temperature 91deg C at 2555.0 m. The formation permeability was estimated to 1330 mD and no heterogeneities were observed during the test.
    The separator GOR was 34 Sm3/Sm3 and the dead oil density was 0.843 g/cc with a Formation Volume Factor of 1.27.
    >

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    490.00
    3116.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2533.0
    2536.7
    [m ]
    2
    2537.5
    2552.5
    [m ]
    3
    2552.5
    2557.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2533-2536m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2541m
    Kjerne bilde med dybde: 2541-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2549m
    Kjerne bilde med dybde: 2549-2552m
    2533-2536m
    2537-2541m
    2541-2545m
    2545-2549m
    2549-2552m
    Kjerne bilde med dybde: 2552-2556m
    Kjerne bilde med dybde: 2556-2557m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2552-2556m
    2556-2557m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1865.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1895.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    2563.00
    2547.00
    YES
    DST
    DST1
    0.00
    0.00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.61
    pdf
    5.16
    pdf
    0.93
    pdf
    0.38

  • 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
    0.29
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.78
    pdf
    37.52

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2547
    2563
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    192.000
    131.000
    385.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    865
    35000
    0.833
    0.740
    33

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CALIPER
    953
    1229
    CDL CN GR
    1915
    2755
    CDL CN GR
    2744
    3073
    COREGUN
    0
    0
    COREGUN
    0
    0
    DIELECTRIC
    2450
    2748
    DIFL LSBHC
    953
    1930
    DIFL LSBHC GR
    469
    970
    DIFL LSBHC GR
    1915
    2758
    DIFL LSBHC GR
    2744
    3118
    DIPLOG
    1915
    2750
    DIPLOG
    2744
    3117
    DLL MLL GR
    2450
    2757
    FMT
    1915
    2750
    FMT
    2744
    3117
    GR
    120
    473
    SPECTRALOG
    1915
    2750
    SPECTRALOG
    2744
    3068
    VSP
    318
    3118

  • 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
    469.0
    36
    473.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    953.0
    26
    971.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1015.0
    17 1/2
    1930.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1915.0
    17 1/2
    1930.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1915.0
    17 1/2
    1930.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2745.0
    12 1/4
    2756.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2745.0
    12 1/4
    2756.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3115.0
    8 1/2
    3115.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3115.0
    8 1/2
    3115.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    408
    1.03
    100.0
    WATER BASED
    21.11.1984
    473
    1.03
    100.0
    WATER BASED
    21.11.1984
    702
    1.10
    62.0
    57.0
    WATER BASED
    23.11.1984
    971
    1.15
    56.0
    49.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    971
    1.22
    56.0
    56.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    971
    1.22
    59.0
    56.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    971
    1.22
    53.0
    50.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    971
    1.22
    52.0
    48.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    971
    1.07
    54.0
    16.0
    WATER BASED
    30.11.1984
    971
    1.07
    54.0
    16.0
    WATER BASED
    03.12.1984
    971
    1.22
    56.0
    56.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    971
    1.22
    59.0
    56.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    971
    1.22
    53.0
    50.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    971
    1.22
    52.0
    48.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    971
    1.07
    54.0
    16.0
    WATER BASED
    30.11.1984
    971
    1.07
    54.0
    16.0
    WATER BASED
    03.12.1984
    1117
    1.14
    48.0
    18.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1552
    1.27
    48.0
    18.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1652
    1.32
    48.0
    18.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1903
    1.37
    48.0
    18.0
    WATER BASED
    12.12.1984
    1930
    1.44
    26.0
    19.0
    WATER BASED
    13.12.1984
    1930
    1.44
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    1930
    1.44
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    2072
    1.44
    33.0
    17.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    2286
    1.56
    22.0
    15.0
    WATER BASED
    17.12.1984
    2381
    1.60
    24.0
    18.0
    WATER BASED
    18.12.1984
    2498
    1.69
    50.0
    18.0
    WATER BASED
    20.12.1984
    2537
    1.69
    50.0
    16.0
    WATER BASED
    20.12.1984
    2559
    1.69
    47.0
    13.0
    WATER BASED
    27.12.1984
    2559
    1.69
    49.0
    14.0
    WATER BASED
    27.12.1984
    2559
    1.69
    49.0
    14.0
    WATER BASED
    27.12.1984
    2583
    1.69
    51.0
    15.0
    WATER BASED
    06.01.1985
    2630
    1.69
    48.0
    14.0
    WATER BASED
    27.12.1984
    2688
    1.69
    49.0
    15.0
    WATER BASED
    27.12.1984
    2749
    1.69
    50.0
    16.0
    WATER BASED
    27.12.1984
    2810
    1.60
    50.0
    18.0
    WATER BASED
    01.01.1985
    2997
    1.60
    50.0
    18.0
    WATER BASED
    01.01.1985
    3115
    1.60
    48.0
    13.0
    WATER BASED
    06.01.1985
    3115
    1.60
    49.0
    18.0
    WATER BASED
    01.01.1985
    3115
    1.60
    48.0
    13.0
    WATER BASED
    06.01.1985

  • 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
    0.21