natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The companies, particularly the new players on the Norwegian shelf, have shown great interest in the arrangement, while the environmental organizations have been critical of the scheme.
Selskapene, særlig de nye aktørene på norsk sokkel, har vist stor interesse for ordningen, men den har også vært kritisert av miljøorganisasjonene.
The objective of the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Early Cretaceous and Late Jurassic Ages (the Kolmule, Knurr and Hekkingen formation).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidligkritt og senjura alder (Kolmule-, Knurr- og Hekkingenformasjonen).
The well encountered oil in a gross eight-nine metre column in thin sandstone strata above a 25-metre sandstone sequence in the Kolmule formation.
Brønnen påtraff olje i en åtte-ni meter brutto-kolonne i tynne sandsteinslag over en 25 meter sandsteinssekvens i Kolmuleformasjonen.
No reservoir rocks were encountered in the Knurr and Hekkingen formation.
I Knurr- og Hekkingenformasjonen ble det ikke påtruffet reservoarbergarter.
Preliminary estimates indicate that the discovery is not profitable.
Foreløpige beregninger viser at funnet ikke er lønnsomt.
However, evaluation and analyses will be performed to further clarify the resource potential of the discovery.
Det vil imidlertid bli gjennomført evaluering og analyser for å avklare nærmere ressurspotensialet i funnet.
This is the first exploration well in production licence 490.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 490.
The well was drilled to a vertical depth of 2993 metres below the sea surface, and terminated in the Kapp Toscana group from the Early to Middle Jurassic Age.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2993 meter under havflaten og avsluttet i Kapp Toscanagruppen av tidlig- til mellom jura alder.
Water depth at the site is 330 metres.
Havdypet er 330 meter.
Well 7120/6-3 S was drilled by the Transocean Arctic drilling facility, which will now proceed to production licence 475 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6407/1-6 S, where Wintershall Norge AS is the operator.
Brønn 7120/6-3 S ble boret av boreinnretningen Transocean Arctic, som nå skal til utvinningstillatelse 475 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6407/1-6 S, der Wintershall Norge AS er operatør.
The objective of the well was to investigate the reservoir properties in the oil-bearing zones that are included in the approved field development plan.
Hensikten med brønnen var å undersøke reservoaregenskapene i de oljeførende sonene som er omfattet av den godkjente feltutbyggingsplanen.
The well was drilled in an as of yet undrilled fault block and encountered petroleum as expected in Upper to Middle Triassic reservoir rocks (the Realgrunn sub-group and the Ingøydjup sub-group).
Brønnen ble boret i en hittil uboret forkastningsblokk og påtraff som prognosert petroleum i øvre til midtre trias reservoarbergarter (Realgrunnundergruppen og Ingøydjupundergruppen).
The data acquisition will provide valuable information for the further well planning on the Goliat field, which is being developed.
Datainnsamlingen vil gi verdifull informasjon for den videre brønnplanleggingen på Goliatfeltet som er under utbygging.
This is the seventh exploration well in production licence 229.
Dette er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 229.
The licence was awarded in the Barents Sea Project in 1997.
Tillatelsen ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997.
The well was drilled to a vertical depth of 1992 metres below the sea surface and terminated in the Klappmyss formation in the Early Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på1992 meter under havflaten og avsluttet i Klappmyssformasjonen av tidligtrias alder.
Well 7122/7-6 was drilled by the Scarabeo 8 drilling facility, which will now proceed to drill the production wells on the Goliat field.
Brønn 7122/7-6 ble boret av boreinnretningen Scarabeo 8, som nå skal fortsette med boring av utvinningsbrønnene på Goliatfeltet.
The well was drilled about 50 kilometres northwest of the Snøhvit field.
Brønnen er boret omlag 50 kilometer nordvest for Snøhvitfeltet.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Lower Cretaceous to Upper Jurassic reservoir rocks (Knurr and Hekkingen formations).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i nedre kritt til øvre jura reservoarbergarter (Knurr og Hekkingenformasjonen).
The secondary target was to prove petroleum in Middle to Lower Jurassic reservoir rocks (Stø, Nordmela, Tubåen and Fruholmen formations)
Sekundært mål var å påvise petroleum i midtre til nedre jura reservoarbergarter (Stø, Nordmela, Tubåen og Fruholmenformasjonen)
In the primary target, a 38-metre gas/condensate column was encountered in the Knurr formation.
I primært mål ble det påtruffet en gass/kondensat kolonne på 38 meter i Knurrformasjonen.
In the secondary target, a 54-metre gas/condensate column was encountered in the Stø formation.
I sekundært mål ble det påtruffet en gass/kondensat kolonne på 54 meter i Støformasjonen.
Reservoir quality as expected.
Reservoarkvaliteten som forventet.
The preliminary estimation of the size of the discovery is between five and seven million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom fem og syv millioner standard kubikkmeter (Sm3) oljeekvivalenter utvinnbart.
This is the first exploration well in production licence 533.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 533.
The licence was awarded in the 20th licensing round.
Tillatelsen ble tildelt i 20. konsesjonsrunde.
The well was drilled to a vertical depth of 2371 metres below the sea surface and terminated in the Snadd formation in Upper Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2371 meter under havflaten og avsluttet i Snaddformasjonen i øvre trias.
The water depth is 348 metres.
Havdypet er 348 meter.
Well 7220/10-1 was drilled by the Scarabeo 8 drilling facility, which will now proceed to production licence 229 in the Barents Sea to start drilling operations on the Goliat field, where Eni Norge AS is the operator.
Brønn 7220/10-1 ble boret av boreinnretningen Scarabeo 8, som nå skal til utvinningstillatelse 229 i Barentshavet for å starte boreoperasjoner på Goliatfeltet, der Eni Norge AS er operatør.
The discovery was proven in 2011 in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks.
Funnet ble påvist i 2011 i midtre og nedre jura reservoarbergarter.
The appraisal well was drilled about 3 kilometres north of the 7220/8-1 discovery well and 100 kilometres north of the Snøhvit field.
Avgrensningsbrønnen er boret om lag 3 kilometer nord for funnbrønnen 7220/8-1 og 100 kilometer nord for Snøhvitfeltet.
Before the appraisal well was drilled, the operator’s resource estimate for the 7220/8-1 discovery was between 25 and 40 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil and 2-7 billion Sm3 of recoverable gas.
Før avgrensningsbrønnen ble boret, var operatørens ressursanslag for funnet 7220/8-1 på mellom 25 og 40 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje og 2-7 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The objective of the well was to delineate the 7220/8-1 gas/oil discovery.
Hensikten med brønnen var å avgrense gass-/oljefunnet 7220/8-1.
The appraisal well encountered a 26-metre gas column and a 48-metre oil column in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks (the Stø and Nordmela formations).
Avgrensningsbrønnen påtraff en 26 meter gasskolonne og en 48 meter oljekolonne i midtre og nedre jura reservoarbergarter (Stø- og Nordmelaformasjonene).
Column height, reservoir rocks and reservoir quality were as expected.
Kolonnehøyde, reservoarbergarter og reservoarkvalitet er som forventet.
Preliminary calculations have reduced the range of uncertainty for the 7220/8-1 discovery to 35-45 million Sm3 of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning har redusert usikkerhetspennet for funnet 7220/8-1 til 35-45 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
The 7220/7-1 (”Havis”) discovery was made in the same production licence earlier this year.
I samme utvinningstillatelse ble funnet 7220/7-1 (”Havis”) gjort tidligere i år.
The total resources for the two discoveries are estimated at between 65-95 million Sm3 of recoverable oil equivalents.
De samlede ressursene for de to funnene er estimert til mellom 65-95 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
The acquired data will provide valuable information for ongoing studies of development concepts for the two discoveries.
Datainnsamlingen vil gi verdifull informasjon til pågående studier av utbyggingsløsninger for de to funnene
This is the third exploration well in production licence 532.
Dette er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 532.
The well was drilled to a vertical depth of 1700 metres below the sea surface and was terminated in the Fruholmen formation in the Upper Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1700 meter under havflaten og avsluttet i Fruholmenformasjonen i øvre trias.
The water depth at the site is 388 metres.
Havdypet er 388 meter.
Well 7220/5-1 is being drilled by the Transocean Barents drilling facility, which will then proceed to permanently plug well 7222/11-1 (”Caurus”) in former production licence 228 (current production licence 659).
Brønn 7220/5-1 bores av boreinnretningen Transocean Barents, som etterpå skal permanent plugge brønn 7222/11-1 (”Caurus”) i tidligere utvinningstillatelse 228 (nåværende utvinningstillatelse 659).
The well was drilled about 7 kilometres southwest of the 7220/8-1 ("Skrugard") discovery and 100 kilometres north of the Snøhvit field.
Brønnen er boret omlag 7 kilometer sørvest for funnet 7220/8-1 (”Skrugard”) og 100 kilometer nord for Snøhvitfeltet.
The objective of the well was to prove petroleum in reservoir rock from the Middle and Lower Jurassic (the Stø and Nordmela formations).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre og nedre jura reservoarbergarter (Stø og Nordmelaformasjonene).
The well encountered a 48-metre gas column in the Stø formation and a 128-metre oil column in the Stø and Nordmela formations.
Brønnen påtraff en 48 meter gasskolonne i Støformasjonen og en 128 meter oljekolonne i Stø- og Nordmelaformasjonene.
The reservoir rocks and the reservoir quality were as expected.
Reservoarbergarter og reservoarkvalitet var som forventet.
Preliminary calculations of the size of the discovery range between 30 and 50 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents (o.e.), of which approx. 4-6 billion Sm3 is associated and free gas.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 30 og 50 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter (o.e), hvorav omlag 4-6 milliarder Sm3 assosiert- og fri gass.
The discovery will be developed along with discovery 7220/8-1.
Funnet vil bli bygget ut sammen med funnet 7220/8-1.
This is the second exploration well in production licence 532.
Dette er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 532.
The production licence was awarded in the 20th licensing round.
Tillatelsen ble tildelt i 20. konsesjonsrunde.
The well was drilled to a vertical depth of 2200 metres below the sea surface and terminated in the Fruholmen formation in the Upper Triassic.
Brønnen vil bli boret til et vertikalt dyp på 2200 meter under havflaten og avsluttet i Fruholmenformasjonen i øvre trias.
Water depth at the site is 365 metres.
Havdypet er 365 meter.
Well 7220/7-1 was drilled by the drilling facility Aker Barents, which will proceed to drill appraisal well 7220/5-1 on discovery 7220/8-1 in the same production licence.
Brønn 7220/7-1 bores av boreinnretningen Aker Barents, som etterpå skal bore avgrensningsbrønn 7220/5-1 på funnet 7220/8-1, i samme utvinningstillatelse.
The well was drilled about 290 kilometres northeast of Hammerfest and about 50 kilometres east of the 7226/2-1 discovery.
Brønnen er boret omlag 290 kilometer nordøst for Hammerfest og omlag 50 kilometer øst for funnet 7226/2-1.
The well's primary exploration target was to prove petroleum in Jurassic and Triassic reservoir rocks (the Realgrunnen subgroup).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i jura og trias reservoarbergarter (Realgrunnenundergruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in the Snadd and Kobbe formations of Late and Middle Triassic Age.
Sekundært letemål var å påvise petroleum i Snadd- og Kobbeformasjonen av sen- og mellomtrias alder.
The well encountered reservoir rocks with reservoir quality as expected in both exploration targets and with weak traces of petroleum in the primarily goal.
Brønnen påtraff reservoarbergarter med reservoarkvalitet som forventet i begge letemålene og med svake spor av petroleum i primært mål.
Data acquisition has been carried out, but all levels are aquiferous.
Det er utført datainnsamling, men alle nivåene er vannførende.
This is the first exploration well in production licence 396.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 396.
The well was drilled to a vertical depth on 1672 metres below sea level and terminated in the Kobbe formation in Middle Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1672 meter under havflaten, og ble avsluttet i Kobbeformasjonen i midtre trias.
Sea depth at the site is 352 metres.
Havdypet er 352 meter.
The PDO for Jette was approved in February 2012.
Jette feltet fikk godkjent PUD i februar i år.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Ula formation) in a new segment south of the 8/10-4 S (Butch) oil discovery, proven in 2011.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Ulaformasjonen) i et nytt segment sør for oljefunnet 8/10-4 S (Butch) påvist i 2011.
Due to technical problems, the well was terminated before reaching reservoir level.
På grunn av tekniske problemer ble brønnen avsluttet før en nådde reservoarnivået.
Well 8/10-4 B is the third exploration well in production licence 405.
Brønn 8/10-4 B er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 405.
Well 8/10-4 B was drilled to a vertical depth of 2098 metres below the sea surface and terminated in the Hordaland group.
Brønn 8/10-4 B boret til vertikalt dyp av 2098 meter under havflaten og avsluttet i Hordalandgruppen.
The water depth is 66 m.
Havdypet er 66 m.
Well 8/10-4 B was drilled by the Mærsk Guardian drilling facility, which will now proceed to production licence 450 to drill wildcat well 7/12-13 S for Det norske oljeselskap.
Brønn 8/10-4 B ble boret av boreinnretningen Mærsk Guardian som nå skal til utvinningstillatelse 450 for å bore undersøkelsesbrønn 7/12-13 S for Det norske oljeselskap.
The purpose of the wells 15/9-F-1 and 15/9-F-1 A was to determine higher additional resources for the Volve field by proving petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin formation) in the northwestern part of the field.
Hensiktene med brønnene 15/9-F-1 og 15/9-F-1 A var å gi økte tilleggsressurser til Volvefeltet ved å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen) i den nordvestlige delen av feltet.
Well 15/9-F-1 did not encounter the Hugin formation as expected, but the Smith Bank formation in Triassic due to a fault in the rock.
Brønnen 15/9-F-1 påtraff ikke Huginformasjonen som forventet, men Smithbankformasjonen i trias på grunn av en forkastning.
The Smith Bank and Hugin formation are aquiferous, and the wells have accordingly been classified as dry.
Smithbank- og Huginformasjonen er vannførende slik at brønnene er klassifiserte som tørre.
Data was collected in the wells.
Det ble foretatt datainnsamling i brønnene.
The licences were awarded in the 3rd licensing round in 1975 production licence 046 and production licence 046 BS.
Tillatelsene ble tildelt i 3. konsesjonsrunde i 1975 utvinningstillatelse 046 og utvinningstillatelse 046 BS.
Wells 15/9-1 and 15/9-1 A were drilled to vertical depths of 3275 and 3185 metres below sea level, respectively, with total depths of 3577 and 3627 metres below sea level, respectively.
Brønnene 15/9-F-1 og 15/9-F-1 A ble boret til et vertikalt dyp av henholdsvis 3275 og 3185 meter under havflaten, med et totalt dyp på henholdsvis 3577 og 3627 meter under havflaten.
15/9-F-1 and 15/9-F-1 A were concluded in the Smith Bank formation in Triassic and the Sleipner formation in Middle Jurassic, respectively.
15/9-F-1 og 15/9-F-1 A ble avsluttet i henholdsvis Smithbankformasjonen i trias og Sleipnerformasjonen i midtre jura.
Water depth at the site is 91 metres.
Havdypet er 91 meter.
Wells 15/9-F-1 and 15/9-F-1 A were drilled by the drilling and production facility Maersk Inspirer.
Brønnene 15/9-F-1 og 15/9-F-1 A ble boret av bore- og produksjonsinnretningen Maersk Inspirer.
Contact in the Norwegian Petroleum Directorate Eldbjørg Vaage Melberg, tel.
Kontaktperson i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
The Volve field is located about 200 kilometres west of Stavanger.
Volvefeltet ligger om lag 200 kilometer vest for Stavanger.
Wells 15/9-F-11 and 15/9-F-11 A were drilled just north of the Volve field and northwest on the actual field, respectively.
Brønnene 15/9-F-11 og 15/9-F-11 A ble boret henholdsvis like nord for Volvefeltet og nordvest på selve feltet.
The exploration target for well 15/9-F-11 was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin formation).
Letemålet for brønn 15/9-F-11 var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen).
The Hugin formation was encountered with reservoir rocks and reservoir quality as expected, but with only two thin oil zones of 2-3 metres each.
Huginformasjonen ble påtruffet med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet, men med bare to tynne oljesoner på 2-3 meter hver.
The objective of well 15/9-F-11 A was to delineate the extent of the Volve field in a segment towards the northwest.
Hensikten med brønn 15/9-F-11 A var å avgrense utstrekningen av Volvefeltet i et segment mot nordvest.
The well encountered an approx. 60-metre gross oil column in the Hugin formation in reservoir rocks with good reservoir quality.
Brønnen påtraff en om lag 60 meter brutto oljekolonne i Huginformasjonen i reservoarbergarter med god reservoarkvalitet.
Pressure measurements confirm communication with the main field.
Trykkmålinger bekrefter kommunikasjon med hovedfeltet.
The preliminary size of the additional resources is estimated at between 0.6 and 0.7 million Sm3 of recoverable oil.
Foreløpig størrelse på tilleggsressursene er beregnet til mellom 0,6 og 0,7 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The licensees in production licence 046 B and production licence 046 BS will consider producing the additional resources over existing infrastructure on the Volve field.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 046 B og utvinningstillatelse 046 BS vil vurdere å produsere tilleggsressursene over eksisterende infrastruktur på Volvefeltet.
Data acquisition was carried out in the wells.
Det ble foretatt datainnsamling i brønnene.
Wells 15/9-F-11 and 15/9-F-11 A were drilled to vertical depths of 3343 and 3071 metres below the sea surface, respectively, with total depths of 4562 and 3762 metres below the sea surface, respectively.
Brønnene 15/9-F-11 og 15/9-F-11 A ble boret til et vertikalt dyp av henholdsvis 3343 og 3071 meter under havflaten, med et totalt dyp på henholdsvis 4562 og 3762 meter under havflaten.
Both wells were terminated in the Sleipner formation in the Middle Jurassic.
Begge avsluttet i Sleipnerformasjonen i midtre jura.
Water depth is 91 metres.
Havdypet er 91 meter.
Wells Volve 15/9-F-11 T2 and 15/9-F-11 A were drilled by the Maersk Inspirer drilling and production facility.
Brønnene Volve 15/9-F-11 T2 og 15/9-F-11 A ble boret av bore- og produksjonsinnretningen Maersk Inspirer.
The 16/1-16 and 16/1-16 A wells were drilled about three kilometres east of the 16/1-9 discovery well in the Ivar Aasen discovery and about three kilometres north of the Edvard Grieg field in the central part of the North Sea.
Brønnene 16/1-16 og 16/1-16 A ble boret om lag tre kilometer øst for funnbrønnen 16/1-9 i Ivar Aasenfunnet og rundt tre kilometer nord for Edvard Griegfeltet i midtre del av Nordsjøen.
The primary exploration target for the 16/1-16 wildcat well was to prove petroleum in Lower Cretaceous and Upper Jurassic reservoir rocks (Åsgard and Draupne formations) on the west side of the Utsira High.
Primært letemål for undersøkelsesbrønnen 16/1-16 var å påvise petroleum i nedre kritt og øvre jura reservoarbergarter (Åsgard– og Draupneformasjonene) på vestsiden av Utsirahøgda.
The secondary target was to delineate the eastern extent of the 16/1-9 Ivar Aasen oil discovery in Middle Jurassic to Upper Triassic reservoir rocks (Hugin and Skagerrak formations), as well as to investigate Palaeocene (Heimdal formation) and Permian (Zechstein group) reservoir formations.
Sekundære mål var å avgrense oljefunnet 16/1-9 Ivar Aasens østlige utstrekning i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin- og Skagerrakformasjonene), samt å undersøke reservoarbergarter i paleocen (Heimdalformasjonen) og perm (Zechsteingruppen).
Well 16/1-16 in the Åsgard formation encountered an approx. 90-metre gross aquiferous sandstone reservoir of variable quality.
I Åsgardformasjonen i brønn 16/1-16 ble det påtruffet om lag 90 meter brutto reservoar med vannførende sandsteiner av variabel kvalitet.
Furthermore, the well encountered a gross oil column of around 70 metres in the Hugin and Skagerrak formations, of which 28 metres were in a reservoir with very good quality in the Hugin formation.
Brønnen påtraff videre en brutto oljekolonne på rundt 70 meter i Hugin- og Skagerrakformasjonene, hvorav 28 meter i reservoar med meget god kvalitet i Huginformasjonen.
The oil proven in the well is a different type than the one previously proven in the Ivar Aasen discovery.
Oljen som ble påvist i brønnen er av en annen type enn den som tidligere er påvist i Ivar Aasenfunnet.
In addition, the pressure in the oil zone in the Hugin formation and the upper part of the Skagerrak formation is somewhat lower (0.6 bar) than previously observed in the Ivar Aasen discovery.
I tillegg er trykket i oljesonen i Huginformasjonen og den øvre delen av Skagerrakformasjonen noe lavere (0,6 bar) enn tidligere observert i Ivar Aasenfunnet.
Unlike the western part of the Ivar Aasen discovery, a gas cap was not encountered over the oil in 16/1-16.
I motsetning til den vestlige delen av Ivar Aasenfunnet ble det ikke påtruffet gasskappe over oljen i 16/1-16.
No reservoir was encountered in the Heimdal formation.
Det ble ikke påtruffet reservoar i Heimdalformasjonen.
The 29-metre thick Zechstein group, which is composed of dolomites and limestone, is aquiferous and has relatively poor reservoir properties.
Den 29 meter tykke Zechsteingruppen, som består av dolomitter og kalksteiner, er vannfylt, og har relativt dårlige reservoaregenskaper.
The objective of the 16/1-16 A appraisal well, which was drilled just south of 16/1-16, was to determine the oil/water contact.
Hensikten med avgrensningsbrønnen 16/1-16 A, som er boret like sør for 16/1-16, var å fastsette olje/vann-kontakten.
The well encountered a gross oil column of 30+ metres in the Hugin formation.
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på vel 30 meter i Huginformasjonen.
The Hugin formation is about twice as thick as in 16/1-16 and the reservoir quality was very good, as expected.
Huginformasjonen er om lag dobbelt så tykk som i 16/1-16 og som forventet var reservoarkvaliteten meget god.
The oil/water contact was encountered at 2440 metres below sea level.
Olje/vann-kontakten ble påtruffet på 2440 meter under havnivå.
This is six metres deeper than the oil/water contact in the western part of the Ivar Aasen discovery.
Dette er seks meter dypere enn olje/vann-kontakten i den vestlige delen av Ivar Aasenfunnet.
Preliminary estimates of the resources proven with 16/1-16 and 16/1-16 A within production licence 457 are between 3 and 6 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil.
Foreløpige beregninger av ressursene som er påvist med 16/1-16 og 16/1-16 A innenfor utvinningstillatelse 457 er mellom 3 og 6 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.