natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Well 34/6-4 was drilled by the Leiv Eriksson drilling facility.
Brønn 34/6-4 ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson.
The proposed amendments mainly concern the rules for a fisheries expert on board a seismic vessel.
De foreslåtte endringene omfatter i hovedsak reglene for fiskerikyndig person om bord på seismisk fartøy.
The proposed amendments entail some administrative changes concerning how to follow up the expertise of the fisheries expert.
De foreslåtte endringene innebærer noen administrative endringer i forbindelse med oppfølging av den fiskerikyndiges kompetanse.
The amendments also allow for the possibility that people who are interested in taking the training course for fisheries experts may have to pay part of the course fees themselves.
Det åpnes også for at kandidater som ønsker å ta kurs for fiskerikyndig må dekke en egenandel.
Any comments to the consultation round should be sent to the NPD by 1 June 2010, preferably by e-mail to: postboks@npd.no
Eventuelle kommentarer til høringen sendes Oljedirektoratet innen 1. juni 2010, gjerne elektronisk til e-postadresse: postboks@npd.no
Any amendments and corrections are scheduled to come into force on 1 July 2010.
Det tas sikte på at eventuelle endringer og rettelser trer i kraft 1. juli 2010.
Contact in the NDP Øystein Dretvik, tel.
Kontaktperson i Oljedirektoratet Øystein Dretvik, tlf.
+47 51 87 63 17
51 87 63 17
Well 35/11-20 A was classified as a wildcat well, but will now be reclassified as an appraisal well.
Brønn 35/11-20 A var klassifisert som en undersøkelsesbrønn, men omklassifiseres nå til en avgrensningsbrønn.
The wells were drilled about five kilometres southeast of the Vega field in the North Sea and 100 kilometres southwest of Florø.
Brønnene er boret om lag 5 kilometer sørøst for Vega-feltet i Nordsjøen og 100 kilometer sørvest for Florø.
The primary and secondary exploration targets for well 35/11-20 S were to prove petroleum in Late Jurassic reservoir rocks (intra Heather formation sandstone).
Primært og sekundært letemål for brønn 35/11-20 S var å påvise petroleum i reservoarbergarter av seinjura alder (intra Heatherformasjonen sandstein).
The well did not encounter reservoir rocks in the primary exploration target.
Brønnen traff ikke på reservoarbergarter i primært letemål.
The well encountered an 8-metre oil column in the secondary exploration target at the top of an intra Heather formation sandstone with poor reservoir quality and a total thickness of about 70 metres.
I sekundært letemål traff brønnen på en 8 meter oljekolonne i toppen av en intra Heatherformasjonen sandstein med dårlig reservoarkvalitet og totalt om lag 70 meter mektig.
The objective of well 35/11-20 A was to delineate the oil discovery in intra Heather formation sandstone, and to prove petroleum in Middle Jurassic (Brent group) and Early Jurassic (Cook formation) reservoir rocks.
Hensikten med brønn 35/11-20 A var å avgrense oljefunnet i intra Heatherformasjonen sandstein, og dessuten å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura (Brentgruppen) og tidligjura alder (Cookformasjonen).
The well encountered a total oil column of 33 metres in intra Heather formation sandstone, of which 19 metres were of good reservoir quality.
Brønnen traff på en total oljekolonne på 33 meter i intra Heatherformasjonen sandstein, hvorav 19 meter med god reservoarkvalitet.
Due to technical issues, it was not possible to reach the Brent group and Cook formation.
På grunn av tekniske problemer ble ikke Brentgruppen og Cookformasjonen nådd.
Well 35/11-20 B was drilled to further delineate the oil discovery in intra Heather formation sandstone.
Brønn 35/11-20 B ble boret for ytterligere å avgrense oljefunnet i intra Heatherformasjonen sandstein.
The secondary target was to prove petroleum in Middle Jurassic (Brent group) and Early Jurassic (Cook formation) reservoir rocks.
Sekundært mål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura (Brentgruppen) og tidligjura alder (Cookformasjonen).
The well encountered a total oil column of 46 metres in intra Heather formation sandstone, of which 29 metres were of moderate reservoir quality.
Brønnen traff på en total oljekolonne på 46 meter i intra Heatherformasjonen sandstein, hvorav 29 meter med moderat reservoarkvalitet.
A total oil column of 19 metres was encountered in the Tarbert formation in the Brent group, of which 10 metres were of moderate reservoir quality.
I Brentgruppen ble en total oljekolonne på 19 meter påtruffet i Tarbertformasjonen, hvorav 10 meter med moderat reservoarkvalitet.
The Cook formation was encountered with a total thickness of about 170 metres with predominantly poor reservoir quality and only traces of petroleum.
Cookformasjonen ble påtruffet med en total tykkelse på om lag 170 meter med overveiende dårlig reservoarkvalitet og bare med spor av petroleum.
Preliminary estimates place the size of the discovery between 1.5 and 4.5 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom 1,5 og 4,5 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees will evaluate the discovery along with other nearby discoveries with a view toward a potential development.
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn i nærheten med hensyn til en mulig utbygging.
The wells have not been formation-tested, but extensive data and samples were collected.
Brønnene er ikke formasjonstestet, men det er samlet inn omfattende mengder data og prøver.
The wells are the second, third, fourth and fifth exploration wells in production licence 248 F.
Brønnene er den andre, tredje, fjerde og femte letebrønnen i utvinningstillatelse 248 F.
Wells 35/11-20 S and 35/11-20 A were drilled to respective measured depths of 3553 and 3943 metres below the sea surface and respective vertical depths of 3437 and 3293 metres below the sea surface.
Brønnene 35/11-20 S og 35/11-20 A ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3553 og 3943 meter under havoverflaten og et vertikalt dyp på henholdsvis 3437 og 3293 meter under havoverflaten.
Both wells were terminated in the Heather formation in the Middle Jurassic.
Begge brønnene ble avsluttet i Heatherformasjonen av mellomjura alder.
Well 35/11-20 B was drilled to measured and vertical depths of 5083 metres and 4055 metres below the sea surface, respectively, and was terminated in the Statfjord group in the Early Jurassic.
Brønn 35/11-20 B ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 5083 meter og 4055 meter under havoverflaten og avsluttet i Statfjordgruppen av tidligjura alder.
Wells 35/11-19 S, 35/11-20 S, 35/11-20 A and 35/11-20 B were drilled by the Borgland Dolphin drilling facility.
Brønnene 35/11-19 S, 35/11-20 S, 35/11-20 A og 35/11-20 B ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin.
The wells were drilled about five km northwest of the Vega field in the North Sea and 150 km northwest of Bergen.
Brønnene er boret om lag fem kilometer nordvest for Vega-feltet i Nordsjøen og 150 kilometer nordvest for Bergen.
The purpose of both wells was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (sandstone in the Heather formation).
Hensikten med begge brønnene var å påvise petroleum i reservoarbergarter av senjura alder (sandstein i Heatherformasjonen).
Well 35/8-6 S encountered a poorly developed reservoir in the Heather formation.
Brønn 35/8-6 S påtraff et dårlig utviklet reservoar i Heatherformasjonen.
Well 35/8-6 A encountered a three-metre oil column in the Heather formation with poor reservoir quality.
Brønn 35/8-6 A påtraff en tre meter oljekolonne i Heatherformasjonen med dårlig reservoarkvalitet.
Preliminary estimates concerning the size of the discovery range between 0.2 and 1 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 0,2 og 1 million standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.
Extensive data collection and sampling have been undertaken.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
These are the sixth and seventh exploration wells in production licence 248.
Brønnene er den sjette og sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 248.
The licence was awarded in the North Sea Awards 1999.
Tillatelsen ble tildelt i Nordsjøtildelingen 1999.
Wells 35/8-6 S and 35/8-6 A were drilled to a measured depth of 4043 metres and 3800 metres, respectively, below sea level and to a vertical depth of 3713 metres and 3529 metres, respectively, below sea level.
Brønnene 35/8-6 S og 35/8-6 A ble boret til et målt dyp på henholdsvis 4043 meter og 3800 meter under havoverflaten, og et vertikalt dyp på henholdsvis 3713 meter og 3529 meter under havoverflaten.
Both were terminated in the Heather formation.
Begge ble avsluttet i Heatherformasjonen.
The sea depth is 381 metres.
Havdypet er 381 meter.
The wells have now been permanently plugged and abandoned.
Brønnene er nå permanent plugget og forlatt.
Wells 35/8-6 S and 35/8-6 A were drilled by Borgland Dolphin, which is now heading for production licence 248 F in the North Sea to drill wildcat well 35/11-19 S, which is operated by Wintershall Norge AS.
Brønn 35/8-6 S og 35/8-6 A ble boret av Borgland Dolphin som nå skal til utvinningstillatelse 248 F i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 35/11-19 S der Wintershall Norge AS er operatør.
The well was drilled six kilometres northeast of the Gjøa field and 55 kilometres southwest of Fløro.
Brønnen ble boret 6 kilometer nordøst for Gjøa-feltet og 55 kilometer sørvest for Fløro.
The objective of the well was to prove petroleum in Early Cretaceous reservoir rocks (Agat formation).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidligkritt alder (Agatformasjonen).
The well encountered an approx. 50-metre gas column and 60-metre oil column in the Agat formation.
Brønnen traff på en gasskolonne på om lag 50 meter og en oljekolonne på 60 meter i Agatformasjonen.
Reservoir quality ranges from very good in the top section to good in the lower section.
Reservoarkvaliteten varierer fra meget god i den øvre delen til god i den nedre delen.
Preliminary estimation of the size of the discovery is between 4.3 – 11 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 4,3 - 11 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The maximum production rate was 1.3 million Sm3 gas per flow day through a 76/64-inch nozzle opening.
Maksimum produksjonsrate var på 1,3 millioner Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 76/64 tommers dyseåpning.
The gas/oil ratio is approx. 16,000 Sm3/Sm3.
Gass/olje-forholdet er ca.
The formation test generally showed very good production and flow properties.
Formasjonstesten viste hovedsakelig meget gode produksjons- og strømningsegenskaper.
Extensive data and samples were collected.
Det ble samlet inn omfattende mengder data og prøver.
The licensees will consider a tie-in of the discovery to existing infrastructure on the Gjøa field.
Rettighetshaverne vil vurdere å knytte funnet opp til eksisterende infrastruktur på Gjøa-feltet.
36/7-4 is the first exploration well in production licence 636.
36/7-4 er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 636.
The well was drilled to a vertical depth of 2702 metres below the sea surface, and was terminated in the Åsgard formation in the Lower Cretaceous.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2702 meter under havoverflaten, og den ble avsluttet i Åsgardformasjonen i undre kritt.
Water depth at the site is 349 metres.
Havdypet er 349 meter.
The well was drilled with the Transocean Arctic drilling facility.
Brønnen ble boret med boreinnretningen Transocean Arctic.
The well is being drilled about 17 kilometres south-west of the Njord field in the Norwegian Sea.
Brønnen er boret om lag 17 kilometer sørvest for Njordfeltet i Norskehavet.
The secondary exploration target was to prove petroleum in carbonate rocks from the Permian.
Sekundært letemål var å påvise petroleum i karbonatbergarter fra perm.
The well did not encounter reservoir rocks in the primary or secondary exploration targets.
Brønnen påtraff ikke reservoarbergarter i primært eller sekundært letemål.
However, the well did encounter about 830 metres of sandstones of unknown age, with poor to moderate reservoir quality.
Derimot påtraff brønnen om lag 830 meter sandsteiner av ukjent alder, med dårlig til moderat reservoarkvalitet.
The reservoir rocks contain only traces of petroleum.
Reservoarbergartene har bare spor av petroleum.
Well 6407/10-4 was drilled to a vertical depth of 3194 metres below the sea surface and was terminated in basement rock.
Brønn 6407/10-4 ble boret til et vertikalt dyp på 3194 meter under havflaten, og den ble avsluttet i grunnfjell.
Water depth at the site is 335 metres.
Havdypet er 335 meter.
Well 6407/10-4 was drilled by the Island Innovator drilling facility, which will now drill wildcat well 16/4-10 in production licence 544 in the central part of the North Sea, where Lundin Norge AS is the operator.
Brønn 6407/10-4 ble boret av boreinnretningen Island Innovator som nå skal bore undersøkelsesbrønn 16/4-10 i utvinningstillatelse 544 i midtre del av Nordsjøen, der Lundin Norge AS er operatør.
The wells were drilled about six kilometres north of the Njord field in the southern part of the Norwegian Sea and about 137 kilometres north of Kristiansund.
Brønnene ble boret om lag 6 kilometer nord for Njord-feltet i den sørlige delen av Norskehavet og om lag 137 kilometer nord for Kristiansund.
The primary exploration target for the wells was to prove petroleum in Early and Middle Jurassic reservoir rocks (Ile and Tilje formation) and the secondary exploration target was to prove Early Jurassic reservoir rocks (Åre formation).
Primært letemål for brønnene var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidlig- og mellomjura alder (Ile- og Tiljeformasjonen) og sekundært letemål var å påvise reservoarbergarter av tidligjura alder (Åreformasjonen).
Well 6407/7-9 S encountered a 102-metre oil column in the Ile formation, and a 157-metre gas/condensate column in the Tilje formation.
Brønn 6407/7-9 S påtraff en oljekolonne på 102 meter i Ileformasjonen, og en gass/kondensatkolonne på 157 meter i Tiljeformasjonen.
The reservoir properties in both reservoirs are poor to moderate.
Reservoaregenskapene i begge reservoarer er dårlige til moderate.
The well did not encounter a reservoir in the Åre formation.
Brønnen påtraff ikke reservoar i Åreformasjonen.
A few thin sand layers were encountered in the Lange formation in the Cretaceous, some with petroleum, but with poor reservoir properties.
I tillegg ble noen tynne sandlag påtruffet i Langeformasjonen i kritt, enkelte med petroleum, men med dårlige reservoaregenskaper.
Preliminary estimates place the size of the discovery between 0.2 and 3 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,2 og 3 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
Well 6407/7-9 A encountered a 195-metre gas column in the Tilje formation and a 140-metre gas column in the Åre formation.
Brønn 6407/7-9 A påtraff en gasskolonne på 195 meter i Tiljeformasjonen og en gasskolonne på 140 meter i Åreformasjonen.
Mobile petroleum was not proven in the Ile formation.
Det ble ikke påvist bevegelig petroleum i Ileformasjonen.
The reservoir properties in the reservoirs are poor to moderate.
Reservoaregenskapene i reservoarene er dårlige til moderate.
Preliminary estimates place the size of the discovery between 0.1 and 1.5 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,1 og 1,5 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees will consider the discoveries along with other nearby discoveries with regard to a development with tie-in to the Njord field.
Rettighetshaverne vil vurdere funnene sammen med andre funn i nærheten med hensyn til en utbygging ved tilknytning til Njord-feltet.
The wells were not formation-tested, but extensive data acquisition and sampling were carried out.
Brønnene ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Wells 6407/7-9 S and 6407/7-9 A were drilled to measured depths of 4114 metres and 4931 metres below the sea surface, respectively, and vertical depths of 4105 metres and 4127 metres below the sea surface, respectively.
Brønnene 6407/7-9 S og 6407/7-9 A ble boret til et målt dyp på henholdsvis 4114 meter og 4931 meter under havflaten og et vertikalt dyp på henholdsvis 4105 meter og 4127 meter under havflaten.
Both wells were terminated in the Åre formation from the Early Jurassic Age.
Begge brønnene ble avsluttet i Åreformasjonen av tidligjura alder.
Water depth is 323 metres.
Havdypet er 323 meter.
Wells 6407/7-9 S and 6407/7-9 A were drilled by the Songa Delta drilling facility, which will now proceed to a plugging operation on Tune in production licence 190.
Brønnene 6407/7-9 S og 6407/7-9 A ble boret av boreinnretningen Songa Delta som nå skal videre til en pluggeoperasjon på Tune i utvinningstillatelse 190.
The well was drilled about four kilometres south of the 7220/11-1 discovery well.
Brønnen er boret om lag fire kilometer sør for funnbrønnen 7220/11-1.
The 7220/11-1 discovery was proven in October 2014 in carbonate rocks dating from the Early Triassic to the Carboniferous.
Funnet 7220/11-1 ble påvist i karbonatbergarter av tidlig trias til karbon alder i oktober 2014.
The operator’s resource estimate after drilling the discovery well was between 14 and 50 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil and between 5 and 17 billion Sm3 of recoverable gas.
Etter boring av funnbrønnen var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 14 og 50 millioner standard kubikkmeter (Sm3)utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
Well 7220/11-3 AR is a deepening of the 7220/11-3 A appraisal well, which was temporarily plugged and abandoned in September 2015.
Brønn 7220/11-3 AR er en fordypning av avgrensningsbrønn 7220/11-3 A, som ble midlertidig plugget og forlatt i september 2015.
7220/11-3 A was drilled to a measured depth of 2105 metres and a vertical depth of 1962 metres below the sea surface, and was terminated in the Gipsdalen Group in the Permian.
7220/11-3 A ble boret til et målt dyp på 2105 meter og vertikalt dyp på 1962 meter under havflaten, og ble avsluttet i Gipsdalengruppen av perm alder.
The objective of well 7220/11-3 AR was to continue exploring the reservoir properties in the Ørn and Falk Formations under the oil-water contact in the discovery.
Hensikten med brønn 7220/11-3 AR var å videre undersøke reservoaregenskapene i Ørn- og Falkformasjonene under olje-vannkontakten i funnet.
The well encountered several zones with very good reservoir properties.
Brønnen påtraff flere soner med meget gode reservoaregenskaper.
Two injection tests have been completed, with injection rates of 800 and 2900 Sm3 of seawater per flow day in the Falk and Ørn Formations, respectively.
To injeksjonstester er utført med injeksjonsrater på 800 og 2900 Sm3 sjøvann per strømningsdøgn i henholdsvis Falk- og Ørnformasjonene.
A production test was also carried out in the gas zone in the Lower Triassic, with a production rate of 595 000 Sm3 gas per flow day through a 64/64 inch nozzle opening.
I tillegg ble det utført en produksjonstest i gass-sonen i nedre trias med en produksjonsrate på 595 000 Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 64/64 tommer dyseåpning.
Pressure data from the 7220/11-3, 7220/11-3 A appraisal wells and deepening 7220/11-3 AR indicate communication with the 7220/11-1 discovery well.
Trykkdata fra avgrensningsbrønnene 7220/11-3, 7220/11-3 A og fordypningen 7220/11-3 AR indikerer kommunikasjon med funnbrønnen 7220/11-1.
Extensive data and samples have been collected from all wells.
Det er samlet inn omfattende mengder data og prøver i alle brønnene.
The results from the appraisal wells are important with regard to the further work on mapping the eastern flank of the discovery.
Resultatene fra avgrensningsbrønnene er viktige med hensyn til videre arbeid med å kartlegge østflanken av funnet.
This is a deepening of the fifth well in production licence 609.
Dette er en fordypning av femte brønn i utvinningstillatelse 609.
The 7220/11-3 AR deepening was drilled to a measured depth of 2575 metres and a vertical depth of 2389 metres below the sea surface, and was terminated in Carboniferous sandstone in the Gipsdalen Group.
Fordypningen 7220/11-3 AR ble boret til et målt dyp på 2575 meter og vertikalt dyp på 2389 meter under havflaten, og ble avsluttet i sandsteiner i Gipsdalengruppen av karbon alder.
Water depth is 397 metres.
Havdypet er 397 meter.
The well was drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now proceed to drill wildcat well 7220/6-2 R in the same production licence.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7220/6-2 R i samme utvinningstillatelse.
Well 7220/6-2 R is a deepening of well 7220/6-2, which was temporarily plugged and abandoned in November 2015.
Brønn 7220/6-2 R er en fordypning av brønn 7220/6-2 som ble midlertidig plugget og forlatt i november 2015.
The well was drilled about 60 kilometres northeast of the oil and gas discovery 7220/11-1 (Alta) and about 20 kilometres east of 7220/8-1 Johan Castberg.
Brønnen er boret om lag 60 kilometer nordøst for olje- og gassfunnet 7220/11-1 (Alta) og om lag 20 kilometer øst for 7220/8-1 Johan Castberg.
The primary targets for the well were to prove petroleum in Middle Triassic sandstone rocks (Snadd formation) and in Permian to Carboniferous carbonate rocks (Ørn formation).
Primærmålene for brønnen var å påvise petroleum i sandsteinsbergarter av mellomtrias alder (Snaddformasjonen) og i karbonatbergarter av perm til karbon alder (Ørnformasjonen).
The well encountered a total oil column of about 20 metres with an overlying gas column of about 10 metres in carbonate rocks in the Ørn formation, with good to moderate reservoir properties.
Brønnen påtraff en total oljekolonne på om lag 20 meter med en overliggende gasskolonne på om lag 10 meter i karbonatbergarter i Ørnformasjonen, med gode til moderate reservoaregenskaper.
In the Snadd formation, the well encountered aquiferous sandstone with moderate to good reservoir properties.
I Snaddformasjonen påtraff brønnen en vannførende sandstein med moderate til gode reservoaregenskaper.
Preliminary estimations of the size of the discovery range between 3 and 7 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil and between 1 and 2 billion standard cubic metres of recoverable gas.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 3 og 7 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje og mellom 1 og 2 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass.
The well was not production tested, but extensive data acquisition and sampling were carried out.
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The well is the sixth exploration well in production licence 609.
Brønnen er den sjette letebrønnen i utvinningstillatelse 609.
The well was drilled to a vertical depth of 1293 metres below the sea surface, and was terminated in basement rocks.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1293 meter under havflaten, og ble avsluttet i grunnfjellsbergarter.
Water depth is 387 metres.
Havdypet er 387 meter.
Well 7220/6-2 R was drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now proceed to production licence 533 in the Barents Sea to drill wildcat well 7219/12-1 where Lundin Norway AS is the operator.
Brønn 7220/6-2 R ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson som nå skal til utvinningstillatelse 533 i Barentshavet for å bore undersøkelsesbrønn 7219/12-1 der Lundin Norway AS er operatør.
Wellbore 24/9-8 will be drilled from the drilling facility Bredford Dolphin at position 59°21’ 59.99” North and 01°57’ 17.97” East.
Brønnbane 24/9-8 skal bores fra boreinnretningen Bredford Dolphin i posisjon 59°21’ 59.99” Nord og 01°57’ 17.97” Øst.
The semi-submersible rig will be coming directly from the engineering workshop in Poland.
Den halvt nedsenkbare riggen kommer direkte fra verksted i Polen.