Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
06.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/12-1

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.
    6507/12-1
    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.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6507/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    803-472 SP.590
    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.
    255-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.
    01.07.1980
    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.
    26.10.1980
    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.
    26.10.1982
    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.
    29.06.2004
    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.
    DRY
    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.
    225.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3720.0
    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).
    3712.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    19.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    131
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 7' 1.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 42' 42.61'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7222304.75
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    439520.78
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    202

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6507/12-1 was the first well to be drilled offshore Mid-Norway. It was drilled to test the stratigraphic sequence between seabed and at least 500 m below "reflector E" as defined in the licence agreement. The primary target was a mapped Intra Jurassic seismic reflector at a depth of approximately 2575 m. This reflector was interpreted to be associated with a Middle to Early Jurassic sandstone sequence. The secondary target was represented by possible sandstone sequences between the mapped Base Cretaceous reflector and the Intra Jurassic reflector. Thirdly there was a small vertical closure in the basal part of the Tertiary sequence that could have prospective interest.
    The well is Type Well for the Båt Group, the Tare Formation and the Naust Formation. It is Reference Well for the Fangst Group.
    Operations and results
    The well was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 1 July 1980 in a water depth of 225 m, and drilled to a total depth of 3713 m in Late Triassic Red Beds. The well was drilled with spud mud down to 778 m, with Gypsum PAC mud from 778 m to 1448 m, and with Lignosulfonate/PAC mud from 1448 m to TD.
    The well penetrated a section of 1105 m below reflector E and thus meets the requirement set in the work programme for licence 059.
    The well encountered a Cenozoic sequence of 1679 m and the Tertiary succession was, at the time the well was drilled, subdivided into lithostratigraphic units according to Deegan & Scull's nomenclature for the northern North Sea. The well proved a slightly thicker Tertiary sequence than expected. The seismic leg interpreted to represent Base Tertiary proved to be related to a tuff sequence (Tare Formation).
    The Top Cretaceous reflector was easily determined from acoustic and density logs. The base of the Cretaceous was encountered in the well at 2032 m. The prognosed depth was 1975 m. The Cretaceous sequence is composed of Late Cretaceous variegated claystones and Early Cretaceous red marls overlying a basal limestone. Total Cretaceous thickness is 103 m. The sequence of primary interest below the Base Cretaceous unconformity starts with a 20 m thick black shale equivalent to the Kimmeridge Clay Formation (Spekk Formation). At 2052 m a very fine-grained marginal marine silty sandstone/clay-stone of Bathonian-Callovian/Oxfordian age was encountered (Melke Formation). Below this section the well penetrated several sandstone sections with good to excellent reservoir quality (Fangst and Båt Groups). The reflector that defined the top of the primary target was penetrated at 2660 m. It fell within a succession of coals and coaly claystones interstratified with sandstones of delta plain character (+re Formation). The base of the Coal Unit is of Late Rhaetian age while the top is defined well into the Early Jurassic. No hiatuses were recorded at the Triassic-Jurassic boundary. Below the coal sequence the well found a thick late Triassic continental succession, of which the lower 653 m is of red bed facies similar to the Cormorant Unit as seen in the northern North Sea. The well was extended to a TD of 3713 m, 213 m deeper than the planned maximum total depth of 3500 m in order to obtain more stratigraphic information. With the exception of slight traces of apparently dead oil reported at 2550 - 2560 m (by EXLOG), and a weak cut reaction seen on a sidewall core 2743.5 m and 2766 m, no oil shows were reported during the drilling of this well. There were no indications of hydrocarbons seen from the E-logs. Four conventional cores were cut in the "Coal Unit". The first was cut from 2404 m to 2410 m in the Tilje Formation, cores two and three were cut in the "Coal Unit" (+re Formation) in the intervals 2520.5 m to 2538 m and 2707 m to 2716 m, respectively, and core number 4 was cut from 3708 m to 3720 m in the Red Beds. One attempt was made to sample formation water. Due to sampling problems, the retrieved sample was a mixture of fluid from 2451.5 m and 2840 m. The well was permanently abandoned on 26 October 1980 as a dry well.
    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]
    380.00
    3717.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2404.0
    2405.7
    [m ]
    2
    2520.0
    2537.3
    [m ]
    3
    2707.0
    2715.8
    [m ]
    4
    3708.0
    3719.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    38.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2404-2405m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2522m
    Kjerne bilde med dybde: 2523-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2526-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2529-2530m
    2404-2405m
    2520-2522m
    2523-2525m
    2526-2528m
    2529-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2531-2533m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2536m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2538m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2709m
    Kjerne bilde med dybde: 2710-2712m
    2531-2533m
    2534-2536m
    2537-2538m
    2707-2709m
    2710-2712m
    Kjerne bilde med dybde: 2713-2715m
    Kjerne bilde med dybde: 2715-2716m
    Kjerne bilde med dybde: 3708-3710m
    Kjerne bilde med dybde: 3710-3713m
    Kjerne bilde med dybde: 3714-3716m
    2713-2715m
    2715-2716m
    3708-3710m
    3710-3713m
    3714-3716m
    Kjerne bilde med dybde: 3716-3718m
    Kjerne bilde med dybde: 3719-3719m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3716-3718m
    3719-3719m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1560.0
    [m]
    DC
    IKU
    1590.0
    [m]
    DC
    IKU
    1600.0
    [m]
    DC
    IKU
    1620.0
    [m]
    DC
    IKU
    1640.0
    [m]
    DC
    IKU
    1660.0
    [m]
    DC
    IKU
    1680.0
    [m]
    DC
    IKU
    1700.0
    [m]
    DC
    IKU
    1720.0
    [m]
    DC
    IKU
    1740.0
    [m]
    DC
    IKU
    1760.0
    [m]
    DC
    IKU
    1780.0
    [m]
    DC
    IKU
    1800.0
    [m]
    DC
    IKU
    1820.0
    [m]
    DC
    IKU
    1840.0
    [m]
    DC
    IKU
    1860.0
    [m]
    DC
    IKU
    1880.0
    [m]
    DC
    IKU
    1900.0
    [m]
    DC
    IKU
    1920.0
    [m]
    DC
    IKU
    1930.0
    [m]
    DC
    IKU
    1940.0
    [m]
    DC
    IKU
    1960.0
    [m]
    DC
    IKU
    1970.0
    [m]
    DC
    IKU
    1980.0
    [m]
    DC
    IKU
    1985.0
    [m]
    DC
    IKU
    1990.0
    [m]
    DC
    IKU
    1995.0
    [m]
    DC
    IKU
    2005.0
    [m]
    DC
    IKU
    2015.0
    [m]
    DC
    IKU
    2020.0
    [m]
    DC
    IKU
    2025.0
    [m]
    DC
    IKU
    2030.0
    [m]
    DC
    IKU
    2035.0
    [m]
    DC
    IKU
    2055.0
    [m]
    DC
    IKU
    2060.0
    [m]
    DC
    IKU
    2070.0
    [m]
    DC
    IKU
    2075.0
    [m]
    DC
    IKU
    2085.0
    [m]
    DC
    IKU
    2095.0
    [m]
    DC
    IKU
    2115.0
    [m]
    DC
    IKU
    2130.0
    [m]
    DC
    IKU
    2135.0
    [m]
    DC
    IKU
    2140.0
    [m]
    DC
    IKU
    2155.0
    [m]
    DC
    IKU
    2175.0
    [m]
    DC
    IKU
    2193.0
    [m]
    DC
    IKU
    2214.0
    [m]
    DC
    IKU
    2235.0
    [m]
    DC
    IKU
    2256.0
    [m]
    DC
    IKU
    2277.0
    [m]
    DC
    IKU
    2298.0
    [m]
    DC
    IKU
    2319.0
    [m]
    DC
    IKU
    2340.0
    [m]
    DC
    IKU
    2361.0
    [m]
    DC
    IKU
    2382.0
    [m]
    DC
    IKU
    2421.0
    [m]
    DC
    IKU
    2442.0
    [m]
    DC
    IKU
    2445.0
    [m]
    DC
    IKU
    2463.0
    [m]
    DC
    IKU
    2481.0
    [m]
    DC
    IKU
    2502.0
    [m]
    DC
    IKU
    2514.0
    [m]
    DC
    IKU
    2520.0
    [m]
    DC
    IKU
    2541.0
    [m]
    DC
    IKU
    2562.0
    [m]
    DC
    IKU
    2583.0
    [m]
    DC
    IKU
    2601.0
    [m]
    DC
    IKU
    2622.0
    [m]
    DC
    IKU
    2643.0
    [m]
    DC
    IKU
    2664.0
    [m]
    DC
    IKU
    2685.0
    [m]
    DC
    IKU
    2703.0
    [m]
    DC
    IKU
    2724.0
    [m]
    DC
    IKU
    2766.0
    [m]
    DC
    IKU
    2787.0
    [m]
    DC
    IKU
    2805.0
    [m]
    DC
    IKU
    2826.0
    [m]
    DC
    IKU
    2847.0
    [m]
    DC
    IKU
    2850.0
    [m]
    DC
    IKU
    2871.0
    [m]
    DC
    IKU
    2892.0
    [m]
    DC
    IKU
    2913.0
    [m]
    DC
    IKU
    2925.0
    [m]
    DC
    IKU
    2946.0
    [m]
    DC
    IKU
    2964.0
    [m]
    DC
    IKU
    2985.0
    [m]
    DC
    IKU
    3003.0
    [m]
    DC
    IKU
    3024.0
    [m]
    DC
    IKU
    3045.0
    [m]
    DC
    IKU
    3066.0
    [m]
    DC
    IKU
    3087.0
    [m]
    DC
    IKU
    3105.0
    [m]
    DC
    IKU
    3126.0
    [m]
    DC
    IKU
    3147.0
    [m]
    DC
    IKU
    3165.0
    [m]
    DC
    IKU
    3228.0
    [m]
    DC
    IKU
    3249.0
    [m]
    DC
    IKU
    3267.0
    [m]
    DC
    IKU
    3270.0
    [m]
    DC
    IKU

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.67

  • Geokjemisk informasjon

  • 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
    0.12
    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
    105.80

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    248
    2396
    CST
    1430
    2402
    CST
    2396
    3713
    FDC CNL NGT GR CAL
    1430
    3713
    FDC GR CAL
    700
    1192
    HDT
    1430
    3713
    ISF LSS GR
    700
    1448
    ISF SON GR
    365
    778
    ISF SON MSFL GR SP CAL
    1430
    3713
    RFT
    1430
    2402
    RFT
    2396
    3713
    WST
    2980
    3699
    WST/VSP
    590
    2911

  • 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
    351.0
    36
    353.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    747.0
    26
    753.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1405.0
    17 1/2
    1423.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2370.0
    12 1/4
    2378.0
    1.65
    LOT
    LINER
    7
    3720.0
    8 1/2
    3720.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    639
    1.08
    59.0
    water based
    797
    1.10
    49.0
    water based
    1167
    1.22
    50.0
    water based
    1448
    1.32
    42.0
    water based
    1695
    1.33
    45.0
    water based
    2065
    1.45
    45.0
    water based
    3263
    1.32
    50.0
    water based

  • 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
    0.29