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

25/11-25 S

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.
    25/11-25 S
    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
    Pressemelding
    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.
    25/11-25
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH9301- inline 1660 & crossline 2020
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1159-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    27
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.01.2008
    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.
    15.02.2008
    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.
    15.02.2010
    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.
    15.02.2010
    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
    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.
    EOCENE
    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.
    INTRA BALDER FM SS
    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.
    125.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2142.0
    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).
    1830.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    54.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    77
    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.
    PALEOCENE
    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.
    LISTA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 8' 48.64'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 23' 21.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6556714.79
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    465056.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5642

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-5 S and the geological sidetrack 25/11-25 A are located in a petroleum system just south of the Balder Field and southwest of the Grane Field, on the western margin of the Utsira High. The primary objective of the wells was to prove commercial hydrocarbons in the two independent prospects; M-prospect and Jacob North prospect (1500m apart). In 25/11-25 S the primary objective was to confirm producible oil from Intra Balder Formation Sandstone ("Odin sands"). A secondary objective was to evaluate the shallower Frigg sand and the Hermod Formation sandstones.
    The objective of the 25/11-25 A sidetrack was to evaluate the formations within the Jurassic Statfjord Formation. The discovery of a 4 meter oil column in the Statfjord Formation in the recently drilled Jakob Sør prospect by well 25/11-24
    necessitated an evaluation of potential Statfjord Formation targets in the area. The Jakob Nord and Jakob Sør prospects were separated by a saddle point coinciding with the oil water contact encountered in well 25/11-24.
    Operations and results
    Wildcat well 25/11-25 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 20 January 2008 and drilled to TD at 2142 m in the Paleocene Lista Formation. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the 36" hole and the 12 1/4" pilot hole. The well was drilled with seawater down to 1094 m, and with Glydril mud (with ca 4% glycol) from 1094 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary and Tertiary age. No Frigg sand was encountered and no recordable sand volumes were present in the Sele Formation. The well penetrated the Odin reservoir section at 2045 m, 14.4 m deeper than prognosed. Wire line logs confirmed an oil bearing interval between 2045 m and 2082.5 m proving oil down to the OWC at 2082.5 m (1790m TVD RKB). No shows were observed in the well other than in the oil-bearing Intra Balder Formation sandstone.
    The well track was plugged back to 1476 m and permanently abandoned on 15 February 2008 as an oil discovery.
    Well 25/11-25 A was sidetracked from 25/11-25 S at 1023 m and drilled to a total depth of 2448 m (2058 m TVD RKB). The well was drilled with Glydril mud (with ca 4% glycol) from kick-off to TD.
    The well penetrated rocks of Tertiary, Cretaceous and Jurassic age. TD of the well was set in sandstones and claystones of the Statfjord Formation. The Statfjord Formation in well 25/11-25 A was encountered at 2372 m, 12 m TVD deeper than prognosed. The reservoir was more poorly developed than expected and there were no indications of hydrocarbons. Biostratigraphic results indicated presence of the lowermost part of the Lower Statfjord Formation only. No shows were reported in well 25/11-25 A.
    One core was cut in 25/11-25 S in a hydrocarbon bearing interval from 2045 m - 2063 m the Intra Balder Formation sandstone, with 93% recovery. No cores were cut in 25/11-25 A. MDT oil sampling was performed at 2046 m and at 2065 m in 25/11-25 S. In total 175.7 litres were pumped during the sampling run of which 94.9 litres were pumped to the well bore. No fluid sampling was done in 25/11-25 A.
    Sidetrack well 25/11-25 A was permanently abandoned on 10 March 2008 as dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed in the wells.
    p>

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1100.00
    2143.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2045.0
    2061.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    16.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1130.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1140.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1168.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1200.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1290.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1350.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1380.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1410.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1440.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1500.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1650.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1690.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1770.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1780.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1810.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1850.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1890.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1930.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1939.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1942.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1945.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1948.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1951.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1954.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1957.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1960.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1963.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1966.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1969.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1972.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1975.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1978.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1981.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1984.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1987.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1993.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1996.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1999.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2002.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2005.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2008.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2011.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2014.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2017.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2020.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2023.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2026.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2029.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2032.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2035.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2038.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2041.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2045.1
    [m]
    C
    FUGRO
    2045.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2047.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2047.7
    [m]
    C
    FUGRO
    2048.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2048.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2068.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2071.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2074.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2077.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2080.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    0.00
    0.00
    OIL
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    MWD - DIR
    151
    208
    MWD - EWR P4 DGR PWD
    806
    2142
    MWD - EWR P4D DGR PWD
    208
    806
    MWD - EWR P4D DGR PWR
    208
    840

  • 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
    204.0
    36
    204.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1087.0
    17 1/2
    1094.0
    1.69
    LOT
    LINER
    9 5/8
    1934.0
    12 1/4
    1936.0
    1.72
    LOT
    OPEN HOLE
    2142.0
    8 1/2
    2142.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1132
    1.30
    GLYDRIL
    1168
    1.32
    31.0
    GLYDRIL
    1299
    1.33
    30.0
    GLYDRIL
    1500
    1.45
    34.0
    GLYDRIL
    1936
    1.47
    31.0
    GLYDRIL
    2045
    1.26
    23.0
    GLYDRIL
    2084
    1.26
    26.0
    GLYDRIL
    2142
    1.26
    26.0
    GLYDRIL

  • 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