natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Oil and rock samples were taken in the Ty formation for further analysis.
Olje- og bergartsprøver i Tyformasjonen ble samlet inn for videre analyse.
Appraisal well 15/12-18A encountered sandstones in the Ty formation.
Avgrensningsbrønnen 15/12-18A påtraff sandsteiner i Tyformasjonen.
However, these were somewhat deeper than the oil-water contact proven in the original well, and did not contain oil or gas.
Disse lå imidlertid dypere enn olje-vannkontakten påvist i den opprinnelige brønnen og inneholdt ikke olje eller gass.
The well did, however, prove a new oil discovery in Paleocene sandstones in the Heimdal formation.
Brønnen påviste likevel et nytt oljefunn i paleocen sandsteiner i Heimdalformasjonen.
The sidetrack was drilled to a total measured depth of 3036 meters and was concluded in rocks from the Late Cretaceous.
Sidesteget ble boret til et totalt målt dyp på 3036 meter og ble avsluttet i bergarter fra sein kritt.
The operator has estimated the total size of the two discoveries to be from 1.5 - 7 million standard cubic meters of recoverable oil.
Operatøren har estimert de to funnenes totale størrelse til å være mellom 1,5 og 7 millioner standard kubikkmeter utvinnbar olje.
This is the first exploration well in production licence 337.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 337.
It was awarded in APA 2004 (Awards in Predefined Areas).
Den ble tildelt i TFO 2004 (tildeling i forhåndsdefinerte områder).
The drilling activity was carried out using the jack-up platform Mærsk Giant in 90 meters of water.
Boringen ble utført med den oppjekkbare plattformen Mærsk Giant på 90 meters vanndyp.
The rig will now drill an appraisal well for Lundin in production licence 148 in the North Sea.
Riggen skal videre bore en avgrensningsbrønn for Lundin i utvinningstillatelse 148 i Nordsjøen.
Det norske oljeselskap (operator)
Det norske oljeselskap (operatør)
Bente Bergøy Miljeteig
Bente Bergøy Miljeteig
“The 20th round includes many interesting areas.
- 20. runde omfatter mange interessante områder.
This will be exciting,” say the two geophysicists who enthusiastically presented the applications to the Norwegian Petroleum Directorate on 6 November.
Dette blir spennende, sier de to geofysikerne, som entusiastisk presenterte søknadene sine for Oljedirektoratet 6. november.
Spring Energy has existed for less than one year.
Spring Energy har eksistert i snaue ett år.
At present, the company owns rights in five production licenses in the North Sea and the Norwegian Sea.
Selskapet har per i dag rettigheter i fem utvinningstillatelser i Nordsjøen og Norskehavet.
Their ambition is to get their hands on more attractive exploration acreage.
Ambisjonen er å få fatt i mer attraktivt leteareal.
“The Norwegian shelf is definitely interesting, from the southern part of the North Sea to the Barents Sea.
- Norsk sokkel er absolutt interessant, fra sør i Nordsjøen til Barentshavet.
We are exploring actively, and we also want operator responsibilities,” says Gunleiksrud.
Vi søker aktivt, og vi ønsker også operatøransvar, sier Gunleiksrud.
According to Gunleiksrud and Flakstad Vold, Spring Energy’s 22 employees have extensive experience from the Norwegian shelf.
Spring Energys 22 ansatte har ifølge Gunleiksrud og Flakstad Vold lang erfaring fra norsk sokkel.
Many have their backgrounds from companies such as StatoilHydro, DNO and ChevronTexaco.
Mange har bakgrunn fra selskaper som StatoilHydro, DNO og ChevronTexaco.
And being small is not necessarily a drawback:
Og det er ikke nødvendigvis noen ulempe å være liten:
“We have rapid decision processes, things do not take much time.
- Vi har kjappe beslutningsprosesser, ting tar ikke så lang tid.
Another advantage is the fact that the various disciplines are gathered in one place, working closely together,” Flakstad Vold points out.
En annen fordel er at fagdisiplinene er samlet og jobber tett sammen, påpeker Flakstad Vold.
In addition, the company has special competence in processing of geophysical data and petroleum systems analysis in-house.
I tillegg har selskapet spesialkompetanse på prosessering av geofysiske data og petroleumssystemanalyse på huset.
The awards in the 20th licensing round are scheduled to take place in March/April 2009.
Tildeling i 20. konsesjonsrunde på norsk sokkel skjer etter planen i mars/april 2009.
Vegard Gunleiksrud (left) and Bente Flakstad Vold (right) submitted Spring Energy’s application in the 20th round.
Vegard Gunleiksrud (t.v.) og Bente Flakstad Vold (t.h.) leverte Spring Energys søknad i 20. runde.
The three persons in the middle are project manager Inger Helene Madland (NPD), Wenche Johansen Tjelta (NDP) and Terje Solbakk (NDP).
De tre i midten er fra venstre prosjektleder Inger Helene Madland (OD), Wenche Johansen Tjelta (OD) og Terje Solbakk (OD).
Photo: Arne Bjørøen.
Foto: Arne Bjørøen
Topics: Production Licences
Tema: Utvinningstillatelser
The well is located 28 kilometer east of the Gudrun Field.
Brønnen er lokalisert 28 kilometer øst for Gudrunfeltet i Nordsjøen.
The purpose of the well was to prove hydrocarbons in sediments of Jurassic age in a prospect called Luno.
Målet for brønnen var å påvise petroleum i jura reservoarbergarter i et prospekt kalt Luno.
The well proved light oil in coarse clastic sandstones of Jurassic age.
Brønnen påviste lett olje i grovklastiske jura sandsteiner.
The size of the discovery is currently estimated to 10-30 million Sm3 of recoverable oil.
Størrelsen på funnet er foreløpig estimert til mellom 10 og 30 millioner Sm3 utvinnbar olje.
Additional delineation of the discovery is necessary.
Det vil være behov for ytterligere avgrensning.
The well is not production tested, however extensive data acquisition has been carried out and the well will be temporarily abandoned to allow for a future production test.
Brønnen er foreløpig ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Exploration well 16/1-8 is the first well to be drilled in production licence 338.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 338.
The licence was awarded in the APA 2004 concession round.
Tillatelsen ble tildelt i forbindelse med TFO 2004.
The well was drilled to a total depth of 2175 meters below mean sea level in rocks of middle Triassic age.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2175 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av midtre trias alder.
Exploration well 16/1-8 was drilled by the semi-submersible drilling facility Bredford Dolphin at a water depth of 108 metres.
Brønn 16/1-8 ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Bredford Dolphin på 108 meters vanndyp.
Bredford Dolphin will proceed to production license 341 in the Norwegian North Sea to drill appraisal well 24/12-5 S operated by Det Norske Oljeselskap AS.
Innretningen skal nå videre til utvinningstillatelse 341 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 24/12-5 S med Det Norske Oljeselskap AS som operatør.
Licencees in production licence 338:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 338 er:
Lundin Norway AS (Operator)
Lundin Norway AS (operatør)
Revus Energy ASA
Revus Energy ASA
RWE-DEA Norge AS
RWE-Dea Norge AS
This is the third wildcat well in production licence 255, which covers blocks 6406/5, 6 and 9.
Dette er den tredje undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 255 som dekker blokkene 6406/5, -6 og -9.
The production licence was awarded in the 16th licencing round in 2000.
Utvinningstillatelsen ble gitt i 16. konsesjonsrunde i 2000.
The target of the well was a sandstone prospect from the Jurassic Age called called "Onyx vest".
Målet for brønnen var et sandsteinsprospekt av jura alder, prospektet ble kalt "Onyx vest".
Wildcat well 6406/6-2 was drilled to a total depth of 4652 m under the seabed into Early Jurassic rocks.
Undersøkelsesbrønn 6406/6-2 ble boret til et totalt dyp av 4652 meter under havbunnen inn i bergarter av tidlig jura alder.
The drilling operation was carried out by the semi-submersible drilling facility West Alpha, which will now continue drilling an appraisal well on the 6406/9-1 gas discovery in the same production license.
Boreoperasjonen ble utført av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha, som nå vil fortsette med boring av en avgrensingsbrønn på gassfunnet 6406/9-1 i samme utvinningstillatelse.
AS Norske Shell (operator):
AS Norske Shell (operatør):
Exploration well 6507/11-7 was drilled to a total depth of 2924 meters below the sea surface, and concluded in Lower Jurassic rocks.
Undersøkelsesbrønn 6507/11-7 ble boret til et totalt dyp på 2924 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av undre kritt alder.
No mobile hydrocarbons were proven.
Ingen bevegelige hydrokarboner ble påvist.
Well 6507/11-7 was drilled by the semi-submersible drilling rig Transocean Winner in 294 meters of water.
Brønn 6507/11-7 ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Winner på 294 meters vanndyp.
The Transocean Winner will now continue to drill an exploration well in production licence 169, operated by Norsk Hydro Produksjon AS.
Transocean Winner vil nå fortsette med boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 169, operert av Norsk Hydro Produksjon AS.
Licensees in production licence 263:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 263:
40 %
40 %
Det Norske Oljeselskap AS
Det Norske Oljeselskap AS
The sidetrack 7122/7-5 A was drilled to a total depth of 1950 m below the sea surface and completed in Middle Triassic rocks.
Sidesteget 7122/7-5 A ble boret til et totalt dyp av 1950 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av midt trias alder.
The well was not production-tested, but extensive logging and core sampling were carried out.
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er gjennomført omfattende logging og kjernetaking.
Additional drilling is planned on the production licence in the autumn of 2007.
Det planlegges videre boring i utvinningstillatelsen høsten 2007.
Wildcat well 7122/7-5 and the sidetrack 7122/7-5 A were drilled using the Polar Pioneer drilling facility in water depths of 371 m.
Undersøkelsesbrønn 7122/7-5 og sidesteget 7122/7-5 A ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 371 meter vanndyp.
The Polar Pioneer will now drill wildcat well 7125/4-1 on the Nucula prospect for Hydro in production licence 393 in the Barents Sea.
Polar Pioneer skal nå bore undersøkelsesbrønn 7125/4-1 på Nuculaprospektet for Hydro i utvinningstillatelse 393 i Barentshavet.
Eni Norge (operator)
Eni Norge (operatør)
65 %
65 %
DNO
DNO
The appraisal well 15/12-17 S with the sidestep 15/12-17 A was drilled with the drilling facility Mærsk Giant at a sea depth of 87 metres.
Avgrensningsbrønnen 15/12-17 S med sidesteg 15/12-17 A ble boret med boreinnretningen Mærsk Giant på 87 meters havdyp.
The drilling extended to a total depth of 3,371 metres and 3,620 metres respectively below the sea surface.
Det ble boret til en total dybde på respektive 3371 meter og 3620 meter under havoverflaten.
The well 15/12-17 S was concluded in rocks of Permian age and the sidestep 15/12-17 A in Triassic rocks.
Brønn 15/12-17 S og sidesteget 15/12-17 A ble avsluttet i bergarter av hhv perm og trias alder.
Gas with some condensate was proven in sandstone of late Jurassic age.
Det ble påvist gass med noe kondensat i sandsteiner av sen jura alder.
The Norwegian Petroleum Directorate's estimate for additional resources indicate around 1.1 billion Sm3 of recoverable gas and approx. 0.2 million recoverable condensate.
Oljedirektoratets estimat for tilleggsressurser er om lag 1,1 milliard Sm3 utvinnbar gass og ca 0,2 millioner utvinnbart kondensat.
Total recoverable resources for Rev thus amount to around 5 billion Sm3 gas and 0.8 million Sm3 condensate.
De totale utvinnbare ressursene for Rev utgjør derved om lag 5 milliard Sm3 gass og 0,8 million Sm3 kondensat.
The licensees will now proceed with their planning to further develop the additional resources in the Rev structure.
Rettighetshaverne vil nå gå videre i planleggingen for å videreutvikle tilleggsressursene på Rev-strukturen.
The well will be temporarily plugged and abandoned for later use as a potential producer.
Brønnen blir midlertidig plugget og forlatt for senere bruk som en mulig produsent.
The drilling facility Mærsk Giant will now be moved to Mime, west of the Ula field, to drill the appraisal well 7/11-11 S for Talisman Energy Norge AS.
Boreinnretningen Mærsk Giant blir nå flyttet til Mime, like vest for Ulafeltet, for å bore avgrensingsbrønn 7/11-11 S for Talisman Energy Norge AS.
The licensees in Production licence 038 C are:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 038 C er:
Contact in NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, 51 87 61 00
Kontakt i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, 51 87 61 00.
This is the first wildcat well in production licence 339 encompassing the southern part of block 16/4.
Dette er den første undersøkingsbrønnen i utvinningsløyve 339 som omfattar den sørlege delen av blokk 16/4.
The licence was awarded in the APA 2004.
Løyvet blei tildelt i TFO 2004.
The object for the well was a sandstone prospect of the Tertiary Period named Biotitt.
Målet for brønnen var eit sandsteinsprospekt av tertiær alder kalla Biotitt.
The prospect was situated some 20km north-east of the Sleipner field in the central part of the North Sea.
Prospektet var lokalisert om lag 20 kilometer nordaust for Sleipnerfeltet i den midtre delen av Nordsjøen.
Wildcat well 16/4-4 was drilled to a total depth of 2360 metres in rock types of the Cretaceous Period.
Undersøkingsbrønn 16/4-4 blei bora til ei totalt djup av 2360 meter inn i bergartar av kritt alder.
A small gas/condensate discovery was made in the Heimdal formation of the Tertiary Period.
Det blei gjort eit lite gass/kondensatfunn i Heimdalformasjonen av tertiær alder.
The well has now been plugged permanently and abandoned.
Brønnen blir no permanent plugga og forlatt.
The licensees to the production licence will consider a production of the find towards the Sleipner field.
Rettshavarane i utvinningsløyvet vil vurdere å produsere funnet mot Sleipnerfeltet.
Drilling operations were performed by the drilling rig West Epsilon, which will now continue well drilling on 15/6-9 in production licence 303.
Boreoperasjonen blei utført av boreinnretninga West Epsilon, som no vil bore brønn på 15/6-9 S i utvinningsløyve 303.
Licensees to production licence 339 are:
Rettshavarane i utvinningsløyve 339 er:
ExxonMobil:
ExxonMobil:
Contact in the NPD:
Kontakt i OD:
Eldbjørg Vaage Melberg, tel.
Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
Appraisal well 7/11-11 S was drilled using the Mærsk Giant drilling facility in 80 meters of water.
Avgrensingsbrønn 7/11-11 S ble boret med boreinnretningen Mærsk Giant på 80 meters havdyp.
The well was drilled to a total depth of 4400 meters below the sea surface.
Det ble boret til en total dybde på 4400 meter under havoverflaten.
Well 7/11-11 S was concluded in rocks from the Triassic Age.
Brønn 7/11-11 S ble avsluttet i bergarter av trias alder.
Oil was proven in Late Jurassic sandstone with low permeability.
Det ble påvist olje i lavpermeable sandsteiner av sen jura alder.
The licensees will now evaluate the remaining oil potential in production licence 301.
Rettighetshaverne vil nå evaluere gjenværende oljepotensial i utvinningstillatelse 301.
The well will be permanently plugged and abandoned.
Brønnen blir permanent plugget og forlatt.
The Mærsk Giant drilling facility will now be moved to the Rev field for well completion activities for Talisman Energy Norge AS.
Boreinnretningen Mærsk Giant blir nå flyttet til Revfeltet for brønnkompletering for Talisman Energy Norge AS.
The licensees in production licence 301 are:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 301 er:
60 %
60 %
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, +47 51 87 61 00.
Kontakt i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, telefon 51 87 61 00.
Wildcat well 6406/8-2 was drilled to a total depth of 4700 meters below the sea surface and concluded in rocks from the Early Jurassic Age.
Undersøkelsesbrønn 6406/8-2 ble boret til et totalt dyp på 4700 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av tidlig jura alder.
The well was dry and it will now be permanently plugged and abandoned.
Brønnen var tørr og vil nå bli permanent plugget og forlatt.
Well 6406/8-2 was drilled using the semi-submersible drilling facility Ocean Vanguard in 365 meters of water.
Brønn 6406/8-2 ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Ocean Vanguard på 365 meters vanndyp.
Statoil will now take over the Ocean Vanguard for drilling on the Snorre field.
Ocean Vanguard vil nå bli overtatt av Statoil for boring på Snorrefeltet.
Licensees in production licence 323:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 323:
Total E&P Norge AS (operator)
Total E&P Norge AS (operatør)
AS Norske Shell
AS Norske Shell
ENI Norge
ENI Norge
The well is located 15 km northeast of the Norne field in the Norwegian Sea.
Brønnen ligger 15 kilometer nordøst for Nornefeltet i Norskehavet.
The primary exploration target of the well was to prove petroleum from Middle and Lower Jurassic.
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum fra midtre og undre jura.
The well also had a secondary exploration target in rocks of Middle Jurassic Age.
Brønnen hadde også et sekundært letemål i bergarter av mellom-jura alder.
The primary target encountered rocks of significant thickness and good reservoir quality.
I primært mål ble det påtruffet bergarter av betydelig mektighet og av god reservoarkvalitet.
The secondary target encountered rocks of insignificant thickness and poor reservoir quality.
I sekundært mål ble det påtruffet bergarter av liten mektighet og av dårlig reservoarkvalitet.
This is exploration well number 21 in Production License 128, which was awarded in the 10B Licensing Round in 1986.
Dette er letebrønn nummer 21 i utvinningstillatelse 128 som ble tildelt i konsesjonsrunde 10B i 1986.
Water depth is 379 m.
Havdypet var 379 m.
The wildcat well was drilled to 1828 metres below the surface of the sea and was terminated in rocks from Early Jurassic (the Åre formation).
Undersøkelsesbrønnen ble boret til 1828 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter fra tidlig jura (Åre-formasjonen).
The well will now be permanently plugged and abandoned.
Brønnen blir permanent plugget og forlatt.
The well was drilled using the drilling facility Ocean Vanguard, which will be heading to the North Sea to drill wildcat well 34/7-33 in Production License 089.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard som skal videre til Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 34/7-33 i utvinningstillatelse 089.
StatoilHydro ASA is the operator.
StatoilHydro ASA er operatør.
Licensees in Production License 128 (see NPD's fact-pages)
Rettighetshavere i Utvinningstillatelse 128 (se OD's faktasider)
Press contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel +47 51 87 61 00
Pressekontakt i Oljedirektoratet: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
In 1978, well 15/5-1 proved gas and condensate in the Dagny discovery in strata from the Middle Jurassic, with recoverable gas and condensate volumes of 5.19 billion Sm3 and 1.67 million Sm3, respectively.
I 1978 påviste brønn 15/5-1 gass og kondensat i funnet Dagny med utvinnbare gass- og kondensatvolumer på hhv 5.19 milliarder Sm3 og 1.67 millioner Sm3 i midtre jura reservoarbergarter.
The Dagny discovery is about 10 km northwest of Sleipner Vest in the North Sea.
Dagnyfunnet er lokalisert om lag 10 km nordvest for Sleipner Vest i Nordsjøen.
The exploration target for the well was to prove oil in reservoir rocks from the Middle Jurassic under the gas discovery 15/5-1 Dagny.
Letemålet for brønnen var å påvise olje i midtre jura reservoarbergarter under gassfunnet 15/5-1 Dagny.
The well showed an oil column of about 100 metres in the Hugin formation and the size of the oil discovery has preliminarily been estimated to be within the range 15 - 20 million Sm3 recoverable oil equivalents.
Brønnen påtraff om lag 100 meter oljekolonne i Huginformasjonen og størrelsen på olje - og gassfunnet er foreløpig anslått til å ligge innenfor usikkerhetsspennet 15 - 20 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvialenter.
The well will be formation tested (mini DST), and comprehensive data collection and sampling has been carried out.
Brønnen vil bli formasjonstestet (mini DST), og det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
A downflank sidestep will be considered to determine the oil-water contact.
Et nedflanks sidesteg vurderes boret for å fastslå olje/vann-kontakten.
The Dagny discovery will be considered for development in connection with the Sleipner field.
Dagnyfunnet vil bli vurdert utbygd mot Sleipnerfeltet.
This is the third exploration well in production licence 048.
Dette er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 048.
The licence was awarded in the third licensing round in 1977.
Tillatelsen ble tildelt i 3. konsesjonsrunde i 1977.
The well was drilled to a vertical depth of 4037 metres below sea level and terminated in the Skagerrak formation in strata from the Upper Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4037 meter under havflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The sea depth was 119 metres.
Havdypet var 119 meter.
The cost of drilling the well was shared between production licence 048 and production licence 029.
Brønnen er boret med kostnadsdeling mellom utvinningstillatelse 048 og utvinningstillatelse 029.
The well was drilled by the semisubmersible drilling facility Transocean Winner, which will proceed to production licence 212 C in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6507/6-2 where StatoilHydro ASA is the operator.
Brønnen blir boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Winner som skal til utvinningstillatelse 212 C i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6507/6-2 der StatoilHydro ASA er operatør.
The licensees in production licence 048. (see NPD's fact-pages)
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 048 (se OD's faktasider)
The BOS Atlantic acquired 2D seismic, the Atlantic Explorer started acquisition of 3D seismic, while the BOS Arctic completed the work.
BOS Atlantic har samlet inn 2D-seismikk, Atlantic Explorer startet innsamling av 3D-seismikk, mens BOS Arctic fullførte dette arbeidet.
Wildcat well 6507/2-2 made a discovery in 1992 with a volume of approximately 6.7 billion Sm3 of recoverable gas and 0.4 million Sm3 recoverable condensate in upper and lower Cretaceous reservoirs.
Undersøkelsesbrønn 6507/2-2 gjorde et funn i 1992 med om lag 6,7 mrd Sm3 utvinnbar gass og 0,4 mill Sm3 utvinnbar kondensat i øvre til nedre kritt reservoarbergarter.
The discovery is located approximately 21 km southwest of the Norne field.
Funnet ligger om lag 21 km sørvest for Nornefeltet.
The objective of well 6507/2-4 was to appraise the discovery and prove additional economical reserves.
Målet for brønn 6507/2-4 var å avgrense funnet og å påvise økonomiske tilleggsreserver.
The well proved gas and condensate in a position 4.5 km from the discovery well.
Brønnen påtraff gass og kondensat i en posisjon 4,5 km fra funnbrønnen.
The appraisal well indicates that the total size of the discovery is within the range of 12 – 19 billion Sm3 of recoverable gas and 0.8 – 1.1 million Sm3 of recoverable condensate.
Avgrensingen viser at størrelsen på det totale funnet trolig er innenfor usikkerhetsspennet 12.- 19 mrd Sm3 utvinnbare gass og 0.8 - 1.1 mill Sm3 utvinnbar kondensat.
The well was not tested, but extensive data collection and sampling were carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The results from the well are encouraging with respect to future development of the discovery.
Resultatene fra brønnen er oppmuntrende med henblikk på en framtidlig utvikling av funnet.
This is the fourth exploration well in production licence 122.
Dette er den fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 122.
Production licence 122 was awarded in licensing round 10B in 1986.
Utvinningstillatelse 122 ble tildelt i konsesjonsrunde 10B i 1986.
The appraisal well 6507/2-4 was drilled to a vertical depth of 3584 m below the sea surface and was completed in rocks of lower Cretaceous age.
Avgrensingsbrønn 6507/2-4 ble boret til et dyp på 3584 meter under havflaten, og avsluttet i bergarter fra nedre kritt.