Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-21

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.
    34/10-21
    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.
    34/10-21
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8134 - 173 SP. 160
    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.
    426-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    89
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.07.1984
    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.
    22.10.1984
    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.
    22.10.1986
    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.
    02.12.2014
    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.
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    136.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4005.0
    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).
    4003.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 7' 33.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 8' 54.53'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6777264.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454125.77
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    221

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-21 was the third well drilled on the Gullfaks South structure in the Tampen Spur area in the northern North Sea. The objective was to test for possible hydrocarbon accumulations and for a possible extension of reserves in the Gullfaks South field. Targets included the Brent, Cook and Statfjord Sandstones and possible sand accumulations in the Early Cretaceous.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10-21 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 26 July 1984 and drilled to TD at 4005 m in Late Triassic sediments of the Raude Formation. The well was drilled with gel/seawater down to 615 m, with gypsum/CMC/lignosulphonate from 615 m 3196 m, and with gel/lignosulphonate from 3196 m to TD.
    No sandstones were encountered in the Early Cretaceous. Hydrocarbon bearing Brent sandstone was encountered at 3287 m, with the hydrocarbon/water contact established at 3333 m+/-3 m. No hydrocarbons were identified in the Cook sandstones. The logs indicated hydrocarbons in the Statfjord Group, but drill stem test gave no flow from these sandstones. No shows were described above the Tarbert reservoir. Below the OWC, shows on sandstone were described down to 3359 m.
    Six cores were cut; four from 3289 m to 3383 in the Brent Group and two from 3970 m to 3985.5 in the Raude Formation. Core recoveries were from 90 % to 100 %. RFT fluid samples were taken in the Brent Group oil zone at 3298.5 m, 3317.3 m, and 3325.0 m.
    The well was permanently abandoned on 22 October 1984 as a gas appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 3905.2 m to 3922.2 m in the Statfjord Group. This test gave no flow.
    DST 2 tested the interval 3290.7 - 3312.7 m in the Tarbert Formation. This test produced 130 Sm3 condensate and 837800 Sm3 gas /day through a 14.29 mm choke. The GOR was 6424 SM3/Sm3, the condensate density was 0.80 g/cm3, the gas gravity was 0.65 (air=1). The downhole temperature reading in the test was 119.3 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    228.00
    4002.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3289.0
    3306.3
    [m ]
    2
    3307.0
    3331.4
    [m ]
    3
    3333.9
    3359.0
    [m ]
    4
    3361.5
    3383.2
    [m ]
    5
    3970.0
    3973.6
    [m ]
    6
    3973.5
    3985.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    104.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3289-3295m
    Kjerne bilde med dybde: 3295-3301m
    Kjerne bilde med dybde: 3301-3306m
    Kjerne bilde med dybde: 3307-3313m
    Kjerne bilde med dybde: 3313-3319m
    3289-3295m
    3295-3301m
    3301-3306m
    3307-3313m
    3313-3319m
    Kjerne bilde med dybde: 3319-3325m
    Kjerne bilde med dybde: 3325-3331m
    Kjerne bilde med dybde: 3331-3331m
    Kjerne bilde med dybde: 3333-3339m
    Kjerne bilde med dybde: 3339-3345m
    3319-3325m
    3325-3331m
    3331-3331m
    3333-3339m
    3339-3345m
    Kjerne bilde med dybde: 3345-3351m
    Kjerne bilde med dybde: 3351-3357m
    Kjerne bilde med dybde: 3357-3359m
    Kjerne bilde med dybde: 3361-3367m
    Kjerne bilde med dybde: 3367-3373m
    3345-3351m
    3351-3357m
    3357-3359m
    3361-3367m
    3367-3373m
    Kjerne bilde med dybde: 3373-3379m
    Kjerne bilde med dybde: 3379-3383m
    Kjerne bilde med dybde: 3970-3973m
    Kjerne bilde med dybde: 3973-3979m
    Kjerne bilde med dybde: 3979-3985m
    3373-3379m
    3379-3383m
    3970-3973m
    3973-3979m
    3979-3985m
    Kjerne bilde med dybde: 3985-3985m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3985-3985m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3045.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    3063.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    3077.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    3089.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    3102.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3103.0
    [m]
    SWC
    GEOCH
    3111.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3132.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3141.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3153.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3162.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3171.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3180.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3195.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3210.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3219.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3231.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3243.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3258.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3282.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3288.0
    [m]
    DC
    GEOCH

  • 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
    TEST2
    3290.00
    3312.00
    CONDENSATE
    13.10.1984 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.87
    pdf
    2.69
    pdf
    3.55
    pdf
    3.16
    pdf
    11.90

  • 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
    0.24
    pdf
    0.35

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3905
    3922
    0.0
    2.0
    3290
    3313
    25.4
    2.1
    3290
    3312
    25.4
    2.2
    3290
    3312
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    21.000
    2.1
    13.000
    45.000
    2.2
    27.000
    14.000
    45.000
    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
    194
    1132000
    0.804
    5840
    2.1
    197
    1131000
    0.804
    5732
    2.2
    1130000
    0.800
    5700

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    750
    3954
    CEQL
    3035
    3954
    CET GR
    3035
    3966
    CST GR
    2855
    3103
    DLL MSFL GR
    3181
    4006
    ISF LSS MSFL GR
    600
    4005
    LDL CNL GR
    600
    4006
    MWD
    226
    600
    NGS
    3193
    3611
    RFT GR
    3290
    3512
    RFT GR
    3293
    3498
    SHDT GR
    1896
    3961
    WSS VSP
    240
    4005

  • 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
    226.0
    36
    228.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    600.0
    26
    745.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1896.0
    17 1/2
    1990.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3181.0
    12 1/4
    3196.0
    1.99
    LOT
    LINER
    7
    4000.0
    8 1/2
    4005.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    228
    1.03
    WATER BASED
    30.07.1984
    495
    1.06
    8.0
    20.0
    WATER BASED
    30.07.1984
    629
    1.22
    7.0
    20.0
    WATER BASED
    31.07.1984
    745
    1.10
    5.0
    8.0
    WATER BASED
    03.08.1984
    1237
    1.11
    5.0
    7.1
    WATER BASED
    07.08.1984
    1755
    1.10
    6.8
    6.8
    WATER BASED
    07.08.1984
    1760
    1.17
    6.8
    7.7
    WATER BASED
    07.08.1984
    1915
    1.17
    8.0
    4.8
    WATER BASED
    07.08.1984
    1915
    1.20
    10.0
    5.7
    WATER BASED
    07.08.1984
    1915
    1.22
    10.0
    7.7
    WATER BASED
    07.08.1984
    1915
    1.20
    10.0
    5.7
    WATER BASED
    07.08.1984
    1915
    1.22
    10.0
    7.7
    WATER BASED
    07.08.1984
    1918
    1.29
    9.0
    4.2
    WATER BASED
    10.08.1984
    1990
    1.29
    13.0
    4.8
    WATER BASED
    14.08.1984
    2134
    1.28
    14.0
    4.9
    WATER BASED
    14.08.1984
    2851
    1.26
    15.0
    5.8
    WATER BASED
    20.08.1984
    2948
    1.27
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    20.08.1984
    2949
    1.33
    14.0
    7.7
    WATER BASED
    20.08.1984
    3027
    1.33
    17.0
    6.6
    WATER BASED
    20.08.1984
    3046
    1.33
    WATER BASED
    21.08.1984
    3047
    1.39
    16.0
    7.3
    WATER BASED
    21.08.1984
    3135
    1.39
    18.0
    7.3
    WATER BASED
    22.08.1984
    3185
    1.44
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    23.08.1984
    3196
    1.44
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    24.08.1984
    3220
    1.44
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    28.08.1984
    3361
    1.44
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    03.09.1984
    3586
    1.44
    16.0
    7.9
    WATER BASED
    06.09.1984
    3612
    1.44
    15.0
    6.9
    WATER BASED
    10.09.1984
    3700
    1.44
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    11.09.1984
    3760
    1.44
    17.0
    5.2
    WATER BASED
    13.09.1984
    3846
    1.44
    17.0
    5.0
    WATER BASED
    17.09.1984
    3962
    1.44
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    19.09.1984

  • 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
    0.22