natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Exploration well 6403/6-1 was drilled to a total depth of 4095 meters into Cretaceous rocks.
Undersøkjingsbrønn 6403/6-1 vart bora til eit totalt djup av 4095 meter inn i bergartar av kritt alder.
The well was dry and has now been plugged and abandoned.
Brønnen var tørr og er nå plugga att og forlaten.
The drilling activity was carried out by the drilling vessel Eirik Raude.
Boringa vart utført av borefartøyet Eirik Raude.
Chevron has now taken over this rig for drilling off the coast of Canada.
Denne riggen vert nå teken over av Chevron for å bore utanfor kysten av Canada.
For more information, please contact Bente Nyland at +47 51876282.
For meir informasjon, ta kontakt med Direktør Bente Nyland på telefon 51876282.
Wildcat well 6406/3-7 was drilled to a total depth of 4489 metres below the sea surface, and was concluded in rocks from the Early Jurassic Age.
Undersøkelsesbrønn 6406/3-7 ble boret til et totalt dyp på 4489 meter under havoverflaten og ble avsluttet i bergarter av tidligjura alder.
No mobile hydrocarbons were proven, and the well has now been permanently plugged and abandoned.
Ingen bevegelige hydrokarboner ble påvist, og brønnen er nå permanent plugget og forlatt.
Well 6406/3-7 was drilled by the semi-submersible drilling facility West Alpha in 275 metres of water.
Brønn 6406/3-7 ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha på 275 meters vanndyp.
The West Alpha will now continue drilling a wildcat well in production licence 255 operated by AS Norske Shell.
West Alpha vil nå fortsette med boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 255 operert av AS Norske Shell.
The licensees in production licence 314 are: Statoil ASA (operator): 45% Norsk Hydro Produksjon AS: 35% Mobil Development Norway: 20%
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 314 er: Statoil ASA (operatør): 45 % Norsk Hydro Produksjon AS: 35 % Mobil Development Norway: 20 %
The objective of the well was to prove the presence of hydrocarbons in the southern part of Morvin, which was discovered by wildcat well 6506/11-7 in 2001.
Målet for brønnen var å påvise tilstedeværelse av hydrokarboner i den sydlige delen av Morvin, som ble oppdaget med undersøkelsesbrønn 6506/11-7 i 2001.
The reservoir is made up of sandstones from the Early and Middle Jurassic Ages.
Reservoaret er sandsteiner av tidlig - midtjura alder.
The well was drilled to a depth of 4893 m and completed in Early Jurassic rocks.
Brønnen ble boret til 4893 m og avsluttet i bergarter av tidlig jura alder.
The well was drilled using the mobile drilling facility West Alpha.
Brønnen ble boret med den flyttbare boreinnretningen West Alpha.
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
The purpose of the well was to investigate the potential for oil and gas in the Jurassic sandstone (the Fangst and Båt groups) of a prospect called Trost.
Målet for brønnen var å undersøke potensialet for olje og gass i sandsteiner av jura (Fangst- og Båt- gruppene) alder i et prospekt kalt Trost.
The prospect is located around 1 km west of the Norne field.
Prospektet ligger cirka 1 km vest for Nornefeltet.
Wildcat well 6608/10-11S was side-track drilled from the K template on the Norne field.
Undersøkelsesbrønnen 6608/10-11S ble sidestegboret fra K-rammen på Nornefeltet.
The well was drilled to a total depth of 3243 m below sea level and concluded in early Jurassic rocks.
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 3243 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av tidlig jura alder.
The well proved gas in the Fangst group, and the discovery will be further evaluated with a view to a potential tie-in to the Norne field.
Brønnen påviste gass i Fangstgruppen, og funnet vil bli videre evaluert med hensyn på mulig oppknytning mot Nornefeltet.
Well 6608/10-11S was drilled using the drilling facility Transocean Arctic at a water depth of 376 metres.
Brønn 6608/10-11S ble boret med boreinnretningen Transocean Arctic på 376 meter vanndyp.
Transocean Arctic will now continue production drilling on the Norne field.
Transocean Arctic vil nå fortsette med produksjonsboring på Nornefeltet.
The licensees in Production Licence 128 are: Statoil ASA (operator): 50.45% Petoro AS: 24.55% Norsk Hydro Produksjon ASA: 13.50% ENI Norge AS: 11.50%
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 128 er: Statoil ASA (operatør): 50.45 % Petoro AS: 24.55 % Norsk Hydro Produksjon AS: 13.50 % ENI Norge AS: 11.50 %
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel. 047 5187 6100
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51876100
The objective of the well was to explore the potential of oil and gas in sandstones of lower Jurassic (Åre formation) and upper Triassic (Greybeds) age i a prospect known as Valkyrie.
Målet for brønnen var å undersøke potensialet for olje og gass i sandsteiner av undre jura (Åreformasjonen) og øvre trias (Greybeds) alder i et prospekt kalt Valkyrie.
The prospect is located 25 km northeast of the Norne field and 2.7 km southeast of the Linerle discovery, which was discovered in 2004.
Prospektet ligger 25 km nordøst for Nornefeltet og 2,7 km sørøst for Linerlefunnet som ble gjort i 2004.
The well was drilled to a total depth of 2248 meters below sea-level and was completed in rocks of Triassic age.
Undersøkelsesbrønnen 6608/11-5 ble boret til et totalt dyp på 2248 m under havoverflaten og avsluttet i bergarter av trias alder.
The well found traces of hydrocarbons.
Brønnen påviste spor av hydrokarboner.
Cores and logs taken in the well will be used to further investigate the area.
De innsamlede kjerne- og loggedataene fra brønnen vil bli brukt i den videre utforskingen av området.
The well will now be permanently plugged and abandonned.
Brønnen vil nå bli permanent plugget og forlatt.
6608/11-5 was drilled using the mobile drilling facility Ocean Vanguard in 342 meters of water.
Brønn 6608/11-5 ble boret med boreinnretningen Ocean Vanguard på 342 m vanndyp.
Ocean Vanguard will now be taken over by Norske Shell for use in production licence 093, Draugen.
Ocean Vanguard vil nå bli overtatt av Norske Shell for boring i utvinningstillatelse 093 på Draugen.
The licensees in PL 128 are: Statoil ASA (operator) 50,45 % Petoro AS 24,55 % Norsk Hydro Produksjon AS 13,50 % Eni Norge AS 11,50 %
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 128 er: Statoil ASA (operatør): 50.45 % Petoro AS: 24.55 % Norsk Hydro Produksjon ASA: 13.50 % ENI Norge AS: 11.50 %
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51876100
The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) and Gassnova SF have ordered 3D-seismics to survey whether the Johansen formation at Troll is suitable for permanent storage of CO2.
Oljedirektoratet og Gassnova SF har bestilt 3D-seismikk for å kartlegge om den såkalte Johansen-formasjonen ved Troll egner seg for permanent lagring av karbondioksid.
StatoilHydro is responsible for the seismic data acquisition, and is using the vessel M/V Ramform Challenger, owned by PGS, for this activity.
StatoilHydro har ansvaret for den seismiske datainnsamlingen, og benytter det PGS-eide fartøyet M/V Ramform Challenger til innsamlingen.
Gassnova, the state-owned enterprise for handling CO2, is responsible for implementing the Government's carbon capture and storage (CCS) project for CO2 from Mongstad and Kårstø.
Gassnova, som er statens foretak for karbondioksidhåndtering, er ansvarlig for gjennomføringen av regjeringens fangst- og lagringsprosjekt for karbondioksid fra Mongstad og fra Kårstø (Carbon capture and storage, CCS).
Another objective of the survey is to determine where the CO2 injection wells should be located.
Kartleggingen har også som mål å finne ut hvor injeksjonsbrønner for karbondioksid bør plasseres.
”We have great expectations for the Johansen formation as a storage site for carbon dioxide," says Karl Erik Karlsen, Gassnova's project manager.
”Vi har store forventninger til Johansen-formasjonen som lagringsplass for karbondinoksid,” sier Karl Erik Karlsen, prosjektleder i Gassnova.
The NPD has studied three potential storage sites for CO2 – the Johansen formation and two potential storage sites connected to the Utsira formation in the Sleipner area.
Oljedirektoratet har utredet tre mulige lagringssteder for karbondiokside - Johansen-formasjonen og to mulige lagringssteder knyttet til Utsira-formasjonen i Sleipner-området.
The Johansen formation is located south of the Troll area in the North Sea at a depth of approximately 2500 metres, below the Troll oil and gas reservoirs.
Johansen-formasjonen ligger sør for Troll-området i Nordsjøen.
The plan calls for the acquisition activity to get underway sometime in September.
Innsamlingen skal etter planen avsluttes i løpet av september.
3D-seismic surveys are used to map the subsurface.
3D-seismiske undersøkelser benyttes for å kartlegge undergrunnen.
They take place by means of the vessel transmitting pressure waves down into the subsurface.
Det foregår ved at fartøyet sender trykkbølger ned i undergrunnen.
These waves are reflected back when they encounter interfaces between different layers of rock, and these reflections are captured by long cables towed behind the vessel.
Disse reflekteres når de treffer grenser mellom ulike bergarter, og refleksene fanges opp av lange kabler som slepes etter båten.
Seismic experts can interpret these signals to form an image of the conditions in the subsurface.
Ved å tolke signalene kan fagfolk danne et bilde av forholdene i undergrunnen.
Processing and interpretation of the 3D-seismic data will probably be completed early in 2009.
3D-seismikken ventes ferdig prosessert og tolket tidlig i 2009.
Technology for reduced emissions Technology for reduced emissions In a carbon capture facility, various chemical processes are used to separate carbon dioxide from the rest of the flue gas.
Teknologi for redusert utslipp Gjennom ulike kjemiske prosesser klarer man i et fangstanlegg å skille karbondioksid fra resten av røykgassen.
A carbon capture facility covers an area the size of a football field, with parts of the facility rising 60 metres high.
Et fangstanlegg dekker et areal på størrelse med en fotballbane.
Carbon dioxide from the capture facility is liquefied under high pressure and transported by ship or in pipelines to a storage site on the continental shelf.
Karbondioksid fra fangstanlegget blir gjort flytende under høyt trykk og transporteres med skip eller i rørledning til en lagringsplass på kontinentalsokkelen.
Disposal takes place using a well that is drilled more than one kilometre deep into the subsurface, where the carbon dioxide is pumped into the rock.
Deponering skjer via én brønn, som bores dypere enn én kilometer ned i grunnen, der karbonidioksid pumpes inn i bergarten.
Contact Geophysicist Lars Jensen, lars.jensen@npd.no / tel.
Kontaktperson: Geofysiker Lars Jensen, lars.jensen@npd.no / tlf.
+47 93043201
93043201
The objective of the well was to examine the potential for gas in Late Triassic sandstones in a prospect called Tornerose.
Målet for brønnen var å undersøke potensialet for gass i sandsteiner av sen trias alder i et prospekt kalt Tornerose.
Wildcat well 7122/6-1, drilled by Total in 1987, proved gas in the north-western parts of the structure.
Undersøkelsesbrønn 7122/6-1 som ble boret av Total i 1987, påviste gass i de nordvestlige delene av strukturen.
The well proved gas in several thin sandstone layers from the Late Triassic Age.
Brønnen påviste gass i flere tynne sandsteinslag av sen trias alder.
The discovery is now being evaluated as part of the resource base for a potential expansion of the LNG plant on Melkøya.
Funnet er nå under vurdering som en del av ressursgrunnlaget for en mulig utvidelse av LNG-anlegget på Melkøya.
The result of this well is considered positive as regards prospectivity in the area.
Resultatet fra brønnen vurderes som positivt for prospektiviteten i området.
The well was not production tested, but extensive logging and sampling were carried out for further evaluation of the discovery.
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det ble gjennomført omfattende logging og prøvetaking for videre evaluering av funnet.
The well is permanently plugged and abandoned.
Brønnen er permanent plugget og forlatt.
Additional drilling is planned in the Snøhvit area in 2007/2008.
Det planlegges videre boring i området rundt Snøhvit i 2007/2008.
Well 7122/6-2 was drilled using the Polar Pioneer drilling rig in 408 m of water.
Brønn 7122/6-2 ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 408 m vanndyp.
The Polar Pioneer is taken over by ENI for drilling of well 7122/7- 4 on the Goliat discovery in production licence 229.
Polar Pioneer er nå overtatt av ENI for boring av brønn 7122/7- 4 på Goliatfunnet i utvinningstillatelse 229.
The licensees in production licence 110B are: Statoil ASA (operator): 33.53 % Petoro AS: 30.00 % Total E&P Norge AS: 18.40 % Gaz de France Norge AS: 12.00 % Hess Norge AS: 3.26 % RWE Dea Norge AS: 2.81 %
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 110B er: Statoil ASA (operatør): 33,53 % Petoro AS: 30,00 % Total E&P Norge AS: 18,40 % Gaz de France Norge AS: 12,00 % Hess Norge AS: 3,26 % RWE Dea Norge AS: 2,81 %
The production licence lies approximately 50 kilometres southeast of the Snøhvit field and approximately 85 kilometres northwest of Hammerfest.
Utvinningstillatelsen ligger cirka 50 kilometer sørøst for Snøhvitfeltet og cirka 85 kilometer nordvest for Hammerfest.
Appraisal well 7122/7-4 S was drilled to a total subsea depth of 2,366 metre and was completed in rocks of early Triassic Age.
Avgrensningsbrønnen 7122/7-4 S ble boret til et totalt dyp på 2366 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av tidlig trias alder.
The purpose of the well was to prove a deeper oil/water contact in the reservoir in the Realgrunnen sub-group of the late Triassic Age, and to prove a gas/oil contact in the Kobbe formation reservoir of mid-Triassic Age in the Goliat South structure.
Målet for brønnen var å påvise en dypere olje/vann- kontakt i reservoaret i Realgrunn-undergruppen av sen trias alder og påvise en gass/olje-kontakt i reservoaret i Kobbe-formasjonen av midt trias alder på Goliat Sør-strukturen.
The oil/water contact was established in the Realgrunnen sub-group reservoir, and the gas/oil contact was proven in the Kobbe formation reservoir.
Olje/vann-kontakten ble etablert i reservoaret i Realgrunnundergruppen, og gass/olje-kontakten ble påvist i reservoaret i Kobbeformasjonen.
In addition, a deeper oil column was encountered in sandstone in the Klappmys formation of the early Triassic Age.
I tillegg ble det påtruffet en dypere oljekolonne i sandsteiner i Klappmysformasjonen av tidlig trias alder.
The results from the well are now being assessed as part of the resource base for a possible development of the Goliat discovery.
Resultatene av brønnen er nå under vurdering som en del av ressursgrunnlaget for en mulig utbygging av Goliatfunnet.
The well also indicated that the share of gas has increased, and this will be assessed in terms of choosing a possible development concept.
Brønnen viste også at andelen gass har økt, og dette vil nå bli vurdert med hensyn til valg av mulig utbyggingsløsning.
The discovery in the deeper formations is also considered positive, as no petroleum potential has been proven in this part of the Hammerfest basin.
Funnet i de dypere formasjonene vurderes også som positivt ettersom det ikke er påvist et petroleumspotensial i denne delen av Hammerfestbassenget.
A new type of production test (injection test) was carried out in the Kobbe formation in order to determine the production properties of the reservoir.
Det ble gjennomført en ny type produksjonstest (injeksjonstest) i Kobbeformasjonen for å bestemme produksjonsegenskapene i reservoaret.
Drilling of appraisal well 7122/7-4 S was carried out with the drilling facility Polar Pioneer at a water depth of 372 meter.
Avgrensningsbrønn 7122/7-4 S ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 372 meters vanndyp.
Polar Pioneer will now drill exploration well 7122/7-5 in the Goliat West structure in production license 229.
Polar Pioneer skal nå bore undersøkelsesbrønn 7122/7-5 på Goliat Vest- strukturen i utvinningstillatelse 229.
The purpose of this the well is to test the hydrocarbon potential in reservoirs of the early to late Triassic Ages.
Målet med denne brønnen er å teste hydrokarbonpotensialet i reservoarer av sen trias til tidlig trias alder.
The licensees in production license 229 are: Eni Norge AS (operator): 65 % Statoil ASA: 20 % Det norske oljeselskap AS: 15 %
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 229 er: Eni Norge AS (operatør): 65 % Statoil ASA: 20 % Det norske oljeselskap AS: 15 %
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel.
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
+47 51876100.
51876100.
During the operation, two wellbores were drilled, 7227/11-1 S and 7227/11-1 A.
Under operasjonen ble det boret to brønnbaner, 7227/11-1 S og 7227/11-1 A.
The objective of the well was to explore the oil and gas potential in late Triassic sandstone in a prospect called "Uranus".
Målet for brønnen var å undersøke potensialet for olje og gass i sandsteiner av sen trias alder i et prospekt kalt "Uranus".
The prospect lies in the North Cape basin, 25 kilometres from a minor oil and gas discovery, 7228/7-, made in 2001.
Prospektet ligger i Nordkappbassenget 25 km fra et mindre olje- og gassfunn, 7228/7-1, som ble gjort i 2001.
7227/11-1 S was drilled to a total depth of 2590 metres (2269 metres below sea level).
7227/11-1 S ble boret til et totalt dyp av 2590 m (2269 m under havnivå).
7227/11-1 A was drilled to a total depth of 3446 metres (3172 metres below sea level) in early Permian rock.
7227/11-1 A ble boret til et totalt dyp av 3446 m (3172 m under havnivå) i bergarter av tidlig perm alder.
There were indications of hydrocarbons in the well, but not in combination with effective reservoir rock.
Det var indikasjoner på hydrokarboner i brønnen, men ikke i kombinasjon med effektiv reservoarbergart.
The well was drilled in a geologically complex area, which poses major challenges in achieving correct imagery of the subsurface using seismic data.
Brønnen er boret i et geologisk komplisert område hvor det er en stor utfordring å få en korrekt avbildning av undergrunnen med seismiske data.
The expected reservoir rock was not found in the well, but is assumed present in the area.
Forventet reservoarbergart ble ikke påvist i denne brønnen, men er likevel antatt å være til stede i området.
The information from the well will be used in further exploration of the area.
Informasjonen fra brønnen vil bli brukt i den videre utforskingen av området.
The operation was conducted without accidental discharges and according to the zero discharge principle for the Barents Sea.
Operasjonen ble gjennomført uten uhellsutslipp og i henhold til nullutslippskravet for Barentshavet.
Eirik Raude will be moved to the Norwegian Sea to drill well 6403/6-1 in production license 322.
Eirik Raude vil bli flyttet til Norskehavet for å bore brønn 6403/6-1 i utvinningstillatelse 322.
The licensees in production license 202 are: Statoil ASA (operator) 70% Norsk Hydro Produksjon AS 30%
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 202 er: Statoil ASA (operatør) 70% Norsk Hydro Produksjon AS 30%
The appraisal well 7/8-5 S was drilled 2 km southeast of the 7/8-3 Krabbe discovery well in sandstones of Jurassic age.
Avgrensningsbrønn 7/8-5 S ble boret 2 kilometer sørøst for funnbrønnen 7/8-3 Krabbe i jura bergart.
The objective of the well was to appraise the size of the discovery in exploration well 7/8-3.
Formålet med brønnen var å avgrense størrelsen på funnet.
The well was drilled in 81 metres of water to a total depth of 4,168 metres below the rotary table.
Brønnen blir boret på 81 meters vanndyp, og totaldybden var 4168 meter.
The Mime Field , which was operated by Hydro, was closed down in 1993.
Produksjonen på Mime, der Hydro var operatør, ble avsluttet i 1993.
Mime is located in the southern part of the Norwegian North Sea, west of the Ula-Gyda area.
Mime ligger i sørlige Nordsjø, vest for Ula-Gydaområdet.
The licensees in PL 301 are: Talisman Energy Norge AS (operator) 60,00% DONG Norge AS 40,00%
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 301 er: Talisman Energy Norge AS (operatør) 60,00% DONG Norge AS 40,00%
This was the first exploration well in PL315, which covers blocks 8/6, 9/2, 9/3, 9/4, 9/5, 9/6 and 10/4, 10/7, 10/8, 10/9 and 11/7.
Dette var den første undersøkjelsesbrønnen i utvinningsløyve 315 som dekkjer blokkane 8/6, 9/2,-3,-4,-5,-6 - likeins 10/4,-7,-8,-9 og 11/7.
The well's target was the Kogge prospect in the Permian Age.
Målet for brønnen var Kogge - prospektet av perm alder.
The prospect was located about 100 km southwest of Egersund in the southern part of the North Sea.
Prospektet vart lokalisert om lag 100 km sørvest av Egersund i sørlege del av Nordsjøen.
Exploration well 9/4-5 was drilled in 77 meters of water to a total depth of 5837 meters into rocks from the Late Paleozoic Age.
Undersøkjelsesbrønn 9/4-5 vart bora på 77 meters vanndjubde til et totalt djup av 5837 meter inn i bergartar av sein-paleozoisk alder.
This is the deepest well ever drilled on the Norwegian shelf.
Dette er den djupaste brønnen som er bora på norsk sokkel så langt.
The well was dry, and has now been permanently plugged and abandoned.
Brønnen var tørr og er nå permanent plugga og forlaten.
The well tested a new geological model with significant potential, but low likelihood of discovery in a previously unexplored area.
Brønnen testa ein ny geologisk modell med eit stort potensiale, men med lav funnsannsynlegheit i eit nytt område som ikkje har vore utforska tidligare.
Although the well was dry, it has provided valuable information that will be important in the continued exploration of this part of the North Sea.
Sjølv om brønnen var tørr har den gjeve verdifull informasjon som vil være viktig for den vidare utforskning i denne delen av Nordsjøen.
The production licence is located about 85 km northwest of Hammerfest and about 50 km southeast of the Snøhvit field.
Utvinningstillatelsen ligger cirka 85 kilometer nordvest for Hammerfest og cirka 50 kilometer sørøst for Snøhvitfeltet.
The drilling activity was carried out with the drilling facility Eirik Raude at a sea depth of 343 metres.
Boringen ble gjennomført med boreinnretningen Eirik Raude på 343 meters vanndyp.
Exploration well 7122/7-3 was drilled to a total depth of 2701 metres below sea level and ended in Permian chalk rocks.
Brønn 7122/7-3 ble boret til et total dyp på 2701 meter under havnivå og avsluttet i kalksteinsbergarter av perm alder.
In addition, oil was proven in the Snadd formation of the same Age, as well as an oil column in the Kobbe formation, from the Middle Triassic Age.
I tillegg ble det også påvist olje i Snaddformasjonen av samme alder og en oljekolonne i Kobbe formasjonen av midtre trias alder.
The discovery in the deeper formations is seen as highly positive, because it proves a previously unconfirmed petroleum potential in this part of the Hammerfest basin.
Funnet i de dypere formasjonene vurderes som svært positivt ettersom det påviser et petroleumspotensial som tidligere ikke er bekreftet i denne delen av Hammerfestbassenget.
The discovery might be of great significance for future exploration of adjacent areas of the Barents Sea.
Funnet vil kunne få stor betydning for framtidig utforskning i tilstøtende deler av Barentshavet.
The well was not production tested, but extensive logging and core sampling have been carried out for further evaluation.
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er gjennomført omfattende logging og kjernetaking for videre evaluering.
More drilling is planned in the production licence during 2006.
Det planlegges videre boring i utvinningstillatelsen i 2006.
Statoil will take over the drilling facility Eirik Raude, and is going to drill exploration well 7227/11-1 S on the Uranus structure in production licence 202.
Boreinnretningen Eirik Raude vil bli overtatt av Statoil for å bore undersøkelsesbrønn 7227/11-1 S på Uranusstrukturen i utvinningstillatelse 202.
The licensees in production licence 229 are:
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 229 er: