Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/4-14

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.
    2/4-14
    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.
    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
    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.
    2/4-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINJE NS-5-235 & SP585
    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.
    593-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    118
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.10.1988
    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.
    31.01.1989
    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.
    31.01.1991
    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.
    13.12.2005
    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.
    EARLY CRETACEOUS
    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.
    MANDAL FM
    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.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4734.0
    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).
    4733.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    150
    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 CRETACEOUS
    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.
    MANDAL FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 41' 5.26'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 8' 43.08'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6282449.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    508901.59
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1343

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/4-14 was designed to drill the same structure on the Steinbit Terrace as well 2/4-13, which was junked on 6 October 1988 due to technical problems. The wells were drilled in the middle of a structural/stratigraphic closure on a rotated fault block. Their primary objectives were to assess the hydrocarbon potential of the main structure in block 2/4. The target was expected Late Jurassic sandstone.
    Operations and results
    Wildcat well 2/4-14 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 6 October 1988, 53.4 m NNW of the 2/4-13 location. It was drilled to TD at 4734 m in the Late Jurassic Tyne Group. The well was drilled with spud mud and gel down to 916 m, with KCl mud from 916 m to 4453 m, and with Hi Temp Polymer mud from 4453 m to TD.
    Drilling went without significant problems down to 3687 m in the 12 1/4" section. On trip out of hole the drill string got stuck with the bit at 3538 m. The pipe could not be freed and a cement plug was set from 3475 m to 3395 m. A technical sidetrack was kicked off from 3415 m to 3463 m. Due to high temperatures the MWD worked only in part, but drilling of the remaining part of the 12 1/4" section to 4453 m proceeded without significant problems. The 8 1/2" hole was drilled to 4713 m where gas cut mud were observed with a maximum gas reading of 68 %. The hole was drilled to 4714 m when the mud weight was increased to 2.10 SG. This mud weight was near the fracture gradient at the casing seat. The equivalent circulating density at the drilling pump rates exceeded the fracture gradient at the casing seat. At 4734 m the well kicked, and gained a total 6.5 m3. The well was shut in and several attempts were made to gain control, without success. Coil tubing was run in to 4691 m and drill pipe circulated to seawater. A 1/2 bbl was taken and the well closed in. Finally, as the drill pipe started to come out of the hole, the shear-rams were activated and the drill pipe was cut on 20 January 1989. The well now developed into an underground blow out. An attempt to bullhead the well was performed, but the kill hose burst at the gooseneck. A new safety plug and no-go cap was entered in the BOP, and annular preventer closed from surface. On 31 January 1989 anchors were pulled and the well was suspended for re-entry with a different rig. Treasure Saga left the location for drilling a relief well ca 1 km to the south (2/4-15 S) to assist in killing operations.
    No hydrocarbon bearing intervals were detected above the Mandal Formation at 4708 m. The MWD logs and the cutting descriptions indicated two thin oil bearing sand stringers in the interval from 4708 - 4713.5 m. A third sandstone came in at 4733 m where the well kicked. No cores were cut in this well. The well is classified as a minor discovery.
    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]
    2520.00
    4729.00

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.67

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.50
    pdf
    18.70

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL
    93
    2509
    CDL CNL GR
    2509
    4453
    COREGUN
    2522
    4447
    DIPLOG
    3000
    4452
    FMT
    3474
    3603
    LSBHC DDL GR
    2509
    4449
    MWD - GR RES DIR
    218
    4734
    VSP
    1685
    4450

  • 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
    215.0
    36
    217.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    901.0
    26
    916.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2509.0
    17 1/2
    2526.0
    2.03
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4437.0
    12 1/4
    4437.0
    2.18
    LOT
    OPEN HOLE
    4734.0
    8 1/2
    4734.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    213
    1.06
    WATER BASED
    18.10.1988
    217
    1.06
    WATER BASED
    18.10.1988
    217
    1.06
    6.0
    16.3
    WATER BASED
    18.10.1988
    766
    1.16
    5.0
    14.4
    WATER BASED
    18.10.1988
    916
    1.16
    4.0
    7.7
    WATER BASED
    18.10.1988
    916
    1.20
    6.0
    7.7
    WATER BASED
    18.10.1988
    916
    1.20
    12.0
    2.4
    WATER BASED
    18.10.1988
    916
    1.20
    WATER BASED
    18.10.1988
    931
    1.20
    13.0
    2.9
    WATER BASED
    18.10.1988
    1344
    1.33
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    18.10.1988
    1769
    1.40
    36.0
    7.7
    WATER BASED
    18.10.1988
    2123
    1.55
    32.0
    8.7
    WATER BASED
    19.10.1988
    2257
    1.55
    37.0
    6.3
    WATER BASED
    24.10.1988
    2407
    1.60
    32.0
    5.3
    WATER BASED
    24.10.1988
    2526
    1.60
    22.0
    5.8
    WATER BASED
    24.10.1988
    2526
    1.60
    30.0
    6.3
    WATER BASED
    24.10.1988
    2526
    1.61
    20.0
    5.3
    WATER BASED
    24.10.1988
    2526
    1.60
    30.0
    5.8
    WATER BASED
    24.10.1988
    2803
    1.61
    30.0
    7.2
    WATER BASED
    26.10.1988
    3032
    1.65
    30.0
    8.2
    WATER BASED
    26.10.1988
    3060
    1.66
    27.0
    7.7
    WATER BASED
    28.10.1988
    3177
    1.65
    21.0
    4.8
    WATER BASED
    28.10.1988
    3218
    1.65
    28.0
    6.3
    WATER BASED
    07.11.1988
    3273
    1.65
    34.0
    8.7
    WATER BASED
    07.11.1988
    3285
    1.65
    30.0
    6.3
    WATER BASED
    07.11.1988
    3285
    1.65
    32.0
    7.2
    WATER BASED
    07.11.1988
    3312
    1.65
    31.0
    5.8
    WATER BASED
    07.11.1988
    3341
    1.65
    31.0
    5.3
    WATER BASED
    07.11.1988
    3388
    1.65
    26.0
    5.8
    WATER BASED
    07.11.1988
    3421
    1.65
    26.0
    5.8
    WATER BASED
    07.11.1988
    3423
    1.68
    25.0
    4.8
    WATER BASED
    24.11.1988
    3441
    1.65
    27.0
    5.8
    WATER BASED
    07.11.1988
    3444
    1.68
    21.0
    3.4
    WATER BASED
    24.11.1988
    3464
    1.68
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    25.11.1988
    3523
    1.65
    27.0
    6.8
    WATER BASED
    07.11.1988
    3561
    1.68
    21.0
    4.8
    WATER BASED
    25.11.1988
    3622
    1.68
    30.0
    5.8
    WATER BASED
    28.11.1988
    3660
    1.68
    26.0
    6.8
    WATER BASED
    28.11.1988
    3687
    1.65
    30.0
    7.7
    WATER BASED
    11.11.1988
    3687
    1.65
    36.0
    8.7
    WATER BASED
    11.11.1988
    3687
    1.65
    20.0
    3.9
    WATER BASED
    14.11.1988
    3687
    1.65
    23.0
    4.4
    WATER BASED
    14.11.1988
    3687
    1.65
    20.0
    3.9
    WATER BASED
    15.11.1988
    3687
    1.65
    20.0
    3.4
    WATER BASED
    17.11.1988
    3687
    1.65
    28.0
    4.8
    WATER BASED
    24.11.1988
    3687
    1.68
    22.0
    4.8
    WATER BASED
    24.11.1988
    3687
    1.65
    25.0
    4.8
    WATER BASED
    14.11.1988
    3687
    1.65
    20.0
    3.4
    WATER BASED
    16.11.1988
    3687
    1.65
    20.0
    4.8
    WATER BASED
    18.11.1988
    3716
    1.68
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    28.11.1988
    3745
    1.68
    26.0
    5.8
    WATER BASED
    29.11.1988
    3773
    1.68
    24.0
    6.8
    WATER BASED
    30.11.1988
    3810
    1.68
    21.0
    6.8
    WATER BASED
    01.12.1988
    3911
    1.68
    23.0
    6.8
    WATER BASED
    05.12.1988
    3949
    1.68
    23.0
    5.8
    WATER BASED
    05.12.1988
    3990
    1.68
    22.0
    4.8
    WATER BASED
    05.12.1988
    4037
    1.68
    22.0
    4.8
    WATER BASED
    07.12.1988
    4048
    1.68
    22.0
    4.8
    WATER BASED
    07.12.1988
    4087
    1.68
    21.0
    6.3
    WATER BASED
    08.12.1988
    4153
    1.68
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    12.12.1988
    4205
    1.68
    22.0
    6.3
    WATER BASED
    12.12.1988
    4262
    1.68
    23.0
    5.8
    WATER BASED
    12.12.1988
    4316
    1.68
    23.0
    5.3
    WATER BASED
    12.12.1988
    4366
    1.72
    24.0
    7.2
    WATER BASED
    13.12.1988
    4415
    1.72
    26.0
    11.5
    WATER BASED
    14.12.1988
    4453
    1.72
    21.0
    4.4
    WATER BASED
    20.12.1988
    4453
    1.72
    22.0
    3.4
    WATER BASED
    22.12.1988
    4453
    1.72
    16.0
    2.0
    WATER BASED
    27.12.1988
    4453
    1.72
    17.0
    2.4
    WATER BASED
    27.12.1988
    4453
    1.72
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    19.12.1988
    4453
    1.72
    23.0
    4.8
    WATER BASED
    19.12.1988
    4453
    1.72
    20.0
    3.4
    WATER BASED
    20.12.1988
    4453
    1.72
    21.0
    3.9
    WATER BASED
    20.12.1988
    4453
    1.72
    22.0
    3.4
    WATER BASED
    21.12.1988
    4453
    1.72
    22.0
    3.4
    WATER BASED
    27.12.1988
    4453
    1.72
    14.0
    2.9
    WATER BASED
    03.01.1989
    4453
    1.72
    16.0
    2.4
    WATER BASED
    03.01.1989
    4453
    1.72
    20.0
    3.9
    WATER BASED
    03.01.1989
    4485
    1.72
    19.0
    3.4
    WATER BASED
    03.01.1989
    4505
    1.72
    21.0
    4.4
    WATER BASED
    05.01.1989
    4561
    1.72
    18.0
    4.4
    WATER BASED
    09.01.1989
    4586
    1.72
    17.0
    3.9
    WATER BASED
    09.01.1989
    4645
    1.93
    21.0
    5.8
    WATER BASED
    09.01.1989
    4650
    2.00
    21.0
    2.9
    WATER BASED
    09.01.1989
    4695
    2.08
    24.0
    3.9
    WATER BASED
    09.01.1989
    4714
    2.10
    24.0
    5.3
    WATER BASED
    10.01.1989
    4720
    2.09
    23.0
    3.4
    WATER BASED
    11.01.1989
    4733
    2.12
    26.0
    4.4
    WATER BASED
    24.01.1989
    4734
    2.12
    40.0
    7.7
    WATER BASED
    17.01.1989
    4734
    2.12
    24.0
    2.4
    WATER BASED
    18.01.1989
    4734
    2.12
    24.0
    2.4
    WATER BASED
    19.01.1989
    4734
    2.09
    23.0
    3.9
    WATER BASED
    13.01.1989
    4734
    2.12
    43.0
    9.6
    WATER BASED
    17.01.1989
    4734
    2.12
    24.0
    2.4
    WATER BASED
    17.01.1989
    4734
    2.12
    24.0
    2.4
    WATER BASED
    20.01.1989
    4734
    2.12
    WATER BASED
    24.01.1989
    4734
    2.12
    26.0
    4.4
    WATER BASED
    24.01.1989
    4734
    2.12
    WATER BASED
    25.01.1989

  • 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