Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

9/11-1

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.
    9/11-1
    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.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    9/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    57-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    48
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.07.1971
    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.
    19.08.1971
    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.
    19.08.1973
    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.
    25.04.2005
    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.
    SHOWS
    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
    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.
    65.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2196.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    68
    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.
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 0' 41.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 31' 40.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6319845.51
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    592790.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    194

  • Brønnhistorie
    General
    Well 9/11-1 is situated in the Åsta Graben in the Danish-Norwegian Basin in the North Sea. The purpose of the well was to test the hydrocarbon and reservoir potential of Triassic to basal Tertiary sediments over a north-south elongated salt dome. The Jurassic - Triassic sandstones were the primary objective, with the Late Cretaceous - Danian carbonates and Palaeocene sandstones as secondary objectives.
    The well is Type Well for the Late Paleocene Fiskebank Formation
    Operations and results
    Wildcat well 9/11-1 was spudded with the semi-submersible installation Transworld 61 on 3 July 1971 and drilled to TD at 2196 m in the Late Triassic Skagerrak Formation. The 26" section was first drilled with a 17 1/2" bit to 412 m using gel/seawater mud. The hole was then under-reamed to 26" to 411 m. The 26" bit was run in hole but could not get past 119 m. When reaming was attempted, circulation was lost at 127 m. The hole was then re-drilled to 412 m with a 17 1/2" bit and opened to 26" with no problems. The 20" casing was run and cemented at 378 m. Eleven days were used on this interval and 700 bbl mud lost to seabed. The remaining well was drilled without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills to 127 m, with seawater and gel from 127 m to 412 m, and with seawater / lignosulphonate (Spersene) and 1 -6 % diesel from 412 m to TD.
    The well drilled a thick Tertiary-Quaternary section (approx. 1600 m), composed mainly of Oligocene-Miocene brown-grey clays and Pliocene-Pleistocene grey sandy clays. The Eocene (Lower part) is represented by green clays overlying varicoloured Paleocene clays without sands. There was a thin chalk, all of Late Cretaceous age (Tor Formation). No Danian was present. The Early Cretaceous was represented by a condensed sequence ranging from Valanginian to Aptian/Albian. From 1766 m to 1993 m there was a series of transitional Early Cretaceous to Late Jurassic beds, the main part of which was presumably deposited during the Late Kimmeridgian. Darker clays with Kimmeridgian faunas were drilled from 1966 m to 2040 m, followed by black shales and sands with coal of Middle Jurassic age from 2040 m to 2082 m. The basal section was represented by red shales, siltstones, and sandstones (Gassum and Skagerrak Formations). All targets proved to be water bearing. Occasional spots of dark brown tarry oil were encountered in the Middle Jurassic sandstones in the recovered part of core 2 and in a sidewall core at 2078 m. A very weak fluorescence was observed locally from the sandstone in core 2 but there was no cut. No fluorescence or cut was seen in the sidewall cores. Organic geochemical analyses proved an immature well all through. Top oil window maturity is suggested at ca 2500 m, below TD. Source rocks are restricted to Late Jurassic shales (best in Tau and Egersund Formations), an in coals and shales of the Bryne Formation.
    Two conventional cores were cut. Core 1 was cut from 1981.2 m to 1990.3 m and core 2 from 2042.8 m to 2061.1 m. Two FIT fluid samples were taken at 2077 m and 1632 m. Both recovered salt water.
    The well was permanently abandoned on 19 August as a dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    143.26
    2194.56

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    6500.0
    6530.0
    [ft ]
    2
    6702.0
    6762.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3530.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    RRI
    3610.0
    [m]
    DC
    RRI
    3650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3730.0
    [m]
    DC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    4380.0
    [ft]
    DC
    OD
    4410.0
    [ft]
    DC
    OD
    4430.0
    [ft]
    DC
    OD
    4470.0
    [ft]
    DC
    OD
    4500.0
    [ft]
    DC
    OD
    4530.0
    [ft]
    DC
    OD
    4560.0
    [ft]
    DC
    OD
    4580.0
    [ft]
    DC
    OD
    4620.0
    [ft]
    DC
    OD
    4650.0
    [ft]
    DC
    OD
    4680.0
    [ft]
    DC
    OD
    4710.0
    [ft]
    DC
    OD
    4750.0
    [ft]
    DC
    OD
    4770.0
    [ft]
    DC
    OD
    4810.0
    [ft]
    DC
    OD
    4840.0
    [ft]
    DC
    OD
    4870.0
    [ft]
    DC
    OD
    4910.0
    [ft]
    DC
    OD
    4930.0
    [ft]
    DC
    OD
    4970.0
    [ft]
    DC
    OD
    4990.0
    [ft]
    DC
    OD
    5020.0
    [ft]
    DC
    OD
    5050.0
    [ft]
    DC
    OD
    5050.0
    [ft]
    DC
    OD
    5080.0
    [ft]
    DC
    OD
    5110.0
    [ft]
    DC
    OD
    5140.0
    [ft]
    DC
    OD
    5170.0
    [ft]
    DC
    OD
    5200.0
    [ft]
    DC
    OD
    5230.0
    [ft]
    DC
    OD
    5260.0
    [ft]
    DC
    OD
    5290.0
    [ft]
    DC
    OD
    5320.0
    [ft]
    DC
    OD
    5340.0
    [ft]
    DC
    OD
    5370.0
    [ft]
    DC
    OD
    5400.0
    [ft]
    DC
    OD
    5430.0
    [ft]
    DC
    OD
    5460.0
    [ft]
    DC
    OD
    5490.0
    [ft]
    DC
    OD
    5520.0
    [ft]
    DC
    OD
    5550.0
    [ft]
    DC
    OD
    5580.0
    [ft]
    DC
    OD
    5760.0
    [ft]
    DC
    STRATLAB
    5780.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5800.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5820.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5840.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5860.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5880.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5900.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5920.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5940.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5960.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    5980.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6000.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6020.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6040.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6060.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6080.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6100.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6120.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6140.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6160.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6180.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6200.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6220.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6240.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6280.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6300.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6320.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6340.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6360.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6380.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6390.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6400.0
    [ft]
    DC
    STRATLAB
    6420.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6440.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6460.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6480.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6480.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6500.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6500.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6506.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6509.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6512.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6515.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6518.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6519.0
    [ft]
    DC
    OD
    6521.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6527.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6530.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6540.0
    [ft]
    DC
    STRATLAB
    6560.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6580.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6600.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6600.0
    [ft]
    DC
    OD
    6620.0
    [ft]
    DC
    STRATLAB
    6650.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6660.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6680.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6700.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6702.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6702.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6704.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6705.0
    [ft]
    DC
    OD
    6707.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6708.0
    [ft]
    DC
    STRATLAB
    6710.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6710.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6712.0
    [ft]
    DC
    GEUS
    6770.0
    [ft]
    DC
    STRATLAB
    6780.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6800.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6810.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6830.0
    [ft]
    DC
    OD
    6840.0
    [ft]
    DC
    STRATLAB
    6860.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6890.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6920.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6940.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6950.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    6980.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7000.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7020.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7050.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7080.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7100.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7120.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7140.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7180.0
    [ft]
    DC
    STRATL
    7200.0
    [ft]
    DC
    STRATL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.93
    pdf
    0.96

  • 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
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    6.77
    pdf
    2.31
    pdf
    0.71

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    33.18
    pdf
    0.60
    pdf
    0.47

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    394
    2194
    FDC
    745
    2196
    GR
    91
    394
    HDT
    1589
    2196
    IES
    394
    2196
    PROX MI
    745
    2196
    SNP
    745
    1605

  • 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
    127.0
    36
    127.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    394.0
    26
    411.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    745.0
    17 1/2
    771.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1589.0
    12 1/4
    1605.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2196.0
    8 1/2
    2196.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    127
    1.33
    50.0
    waterbased
    411
    1.19
    44.0
    waterbased
    1051
    1.43
    48.0
    waterbased
    1584
    1.61
    50.0
    waterbased
    1752
    1.50
    50.0
    waterbased
    2194
    1.49
    52.0
    waterbased

  • 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
    0.20