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

34/10-37

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.
    34/10-37
    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
    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.
    34/10-37
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NOD4-84-06 & SP2030
    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.
    802-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    28
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.01.1995
    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.
    22.02.1995
    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.
    22.02.1997
    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.
    19.10.2006
    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.
    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.
    NESS FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    140.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2873.0
    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).
    2872.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    103
    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 JURASSIC
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 8' 9.78'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 0' 55.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6778501.30
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    446979.26
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2431

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 34/10-37 was drilled in the Tampen Spur area, ca 8 km WNW of the Gullfaks Sør Field. The main objective of the well was to test the potential for hydrocarbons in the sandstones of Middle Jurassic age (Brent Group) on the Delta prospect.
    Operations and results
    Well 34/10-37 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 26 January 1995 and drilled to TD at 2873 m in the Early Jurassic Drake Formation. No significant problems were encountered in the operations. The well was drilled with bentonite/CMC EHV down to 1525 m, and with KCl/PAC from 1525 m to TD.
    Well 34/10-37 penetrated the Brent Group at 2613 m; about 58 m deeper than prognosed and the Tarbert Formation was found to be absent. The Brent Group proved to be hydrocarbon bearing with an OWC at 2645 m (2622 m TVD MSL).
    Two conventional cores were cut from 2626 m to 2673 m in the Ness Formation. Segregated FMT samples were taken at 2624.7 m (both contained oil and gas), 2629 m (oil and gas), 2642 m (oil and gas), and at 2670 m (water with gas). The results from 34/10-37 indicated a more complex fault pattern at the crest of the structure than expected and it was decided to drill a side track. The well bore was plugged back to 2055 m on 22 February 1995 and abandoned as an oil 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]
    1530.00
    2873.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2626.0
    2644.7
    [m ]
    2
    2645.0
    2672.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2626-2631m
    Kjerne bilde med dybde: 2631-2636m
    Kjerne bilde med dybde: 2636-2641m
    Kjerne bilde med dybde: 2641-2644m
    Kjerne bilde med dybde: 2646-2650m
    2626-2631m
    2631-2636m
    2636-2641m
    2641-2644m
    2646-2650m
    Kjerne bilde med dybde: 2650-2655m
    Kjerne bilde med dybde: 2655-2660m
    Kjerne bilde med dybde: 2660-2665m
    Kjerne bilde med dybde: 2665-2670m
    Kjerne bilde med dybde: 2670-2672m
    2650-2655m
    2655-2660m
    2660-2665m
    2665-2670m
    2670-2672m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1530.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1590.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1650.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1830.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2110.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2290.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2330.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2350.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2390.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2410.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2450.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2456.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2462.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2468.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2477.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2483.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2489.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2495.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2501.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2507.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2513.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2519.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2525.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2528.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2534.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2546.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2549.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2558.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2563.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2570.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2579.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2583.0
    [m]
    DC
    STATO
    2591.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2596.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2603.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2608.0
    [m]
    DC
    WESTL
    2609.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2611.0
    [m]
    DC
    WESTL
    2612.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2614.0
    [m]
    DC
    WESTL
    2617.0
    [m]
    DC
    WESTL
    2619.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2619.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    2620.0
    [m]
    DC
    WESTL
    2624.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2626.0
    [m]
    DC
    WESTL
    2626.0
    [m]
    C
    STATO
    2629.0
    [m]
    C
    STATO
    2631.0
    [m]
    C
    STATO
    2633.0
    [m]
    C
    STATO
    2637.0
    [m]
    C
    STATO
    2639.0
    [m]
    C
    STATO
    2641.0
    [m]
    C
    STATO
    2644.0
    [m]
    C
    STATO
    2645.0
    [m]
    C
    STATO
    2648.0
    [m]
    C
    STATO
    2651.0
    [m]
    C
    STATO
    2655.0
    [m]
    C
    STATO
    2658.0
    [m]
    C
    STATO
    2661.0
    [m]
    C
    STATO
    2663.0
    [m]
    C
    STATO
    2665.0
    [m]
    C
    STATO
    2667.0
    [m]
    C
    STATO
    2671.0
    [m]
    C
    STATO
    2678.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2684.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2694.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2703.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2710.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2729.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2734.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2741.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2747.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2759.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2765.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2774.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2786.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2792.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2799.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2806.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2810.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2815.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2822.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2828.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2834.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2840.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2846.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2852.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2858.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2864.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2870.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2873.0
    [m]
    DC
    GEOST

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    33.54

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIPLOG GR
    2545
    2872
    DLL MLL DAC ZDL CN DSL
    2351
    2872
    FMT QDYNE GR
    2616
    2780
    FMT QDYNE GR
    2624
    2624
    FMT QDYNE GR
    2624
    2624
    FMT QDYNE GR
    2629
    2629
    FMT QDYNE GR
    2670
    2670
    MWD - DPR
    228
    1525
    MWD - RGD
    1525
    2873
    SWC GR
    2500
    2824
    SWC GR
    2507
    2840
    VSP
    500
    2870

  • 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
    222.0
    36
    228.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1504.0
    17 1/2
    1525.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2353.0
    12 1/4
    2369.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    2873.0
    8 1/2
    2873.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    185
    1.03
    WATER BASED
    571
    1.03
    WATER BASED
    1415
    1.03
    WATER BASED
    1525
    1.03
    WATER BASED
    2174
    1.57
    32.0
    WATER BASED
    2369
    1.48
    29.0
    WATER BASED
    2612
    1.57
    36.0
    WATER BASED
    2640
    1.57
    32.0
    WATER BASED
    2825
    1.57
    36.0
    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
    0.23