natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Discharges of chemicals Chemicals are classified according to the SFT's system, which consists of green, yellow, red or black categories.
Utslipp av kjemikalier Kjemikalier klassifiseres i henhold til SFTs system i grønn, gul, rød eller svart kategori.
Chemicals in the green and yellow categories do not have inherent environmentally hazardous properties, while high priority is assigned to substitution of chemicals in the red and black categories.
Kjemikalier i grønn og gul kategori har ikke iboende miljøfarlige egenskaper, mens kjemikalier i rød og svart kategori er prioritert for substitusjon.
The total volume of chemicals used in 2008 was 450,000 tonnes, with 129,000 tonnes being discharged, 99.99 per cent in the green or yellow categories.
Av dette ble 129 000 tonn sluppet ut, hvorav 99,99 prosent var i kategoriene grønn eller gul.
The remaining volumes were injected (97,000 tonnes), re-used or handled as waste.
De øvrige mengder ble injisert (97 000 tonn), gjenbrukt eller håndtert som avfall.
The volumes of chemicals used, discharged and injected remained at about the same level as in previous years.
Bruk, utslipp og injisert mengde kjemikalier ligger omtrent på samme nivå som foregående år.
After the goal of zero discharges of oil and environmentally hazardous substances from the petroleum activities was introduced in 1997, the discharges of black chemicals have been reduced from 228 tonnes to barely two tonnes in 2008.
Etter at målet om nullutslipp kom i 1997, er utslippene av svarte kjemikalier redusert fra 228 tonn til knapt to tonn i 2008.
Discharges of red chemicals have been reduced from 3933 tonnes to 15 tonnes in the same period.
Utslipp av røde kjemikalier er redusert fra 3933 tonn til 15 tonn i samme periode.
These figures confirm that the operating companies' work to achieve the zero discharge targets for the Norwegian Shelf yields results.
Tallene bekrefter at operatørenes arbeid for å nå målet om null utslipp av olje og miljøfarlige stoffer til sjø fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel gir resultater.
Storting White Paper No. 26 (2006-2007) states that the zero discharge goal for chemical additives has been achieved, but the work to replace chemicals with less environmentally hazardous alternatives shall continue.
Stortingsmelding nr 26 (2006-2007) sier at nullutslippsmålet for tilsatte kjemikalier er nådd, men at arbeidet med utskiftning av kjemikalier med mindre miljøfarlige alternativer skal fortsette.
From 2007 to 2008, the discharges of black category chemicals have remained nearly stable, while discharges of chemicals in the red category have been reduced by almost 40 per cent.
Fra 2007 til 2008 er utslipp av kjemikalier i svart kategori tilnærmet stabilt, mens utslipp av kjemikalier i rød kategori er redusert med nær 40 prosent.
Acute discharges to sea
Akutte utslipp til sjø
Oil There were 173 acute discharges of oil in 2008, 164 of which amounted to less than one cubic metre.
Olje I 2008 var det 173 akutte utslipp av olje, hvorav 164 var mindre enn én kubikkmeter.
The total volume of oil from acute discharges in 2008 was 195 cubic metres.
Totalt volum olje fra akutte utslipp i 2008 var 195 kubikkmeter.
Over the last six years, the number of discharges has remained at about the same level, while there was a marked decline prior to 2002.
De siste seks årene har antall utslipp ligget på tilnærmet samme nivå, mens det var en markert nedgang før 2002
Chemicals The total number of acute chemical discharges in 2008 was 132, which is in the same range as in previous years.
Kjemikalier Totalt antall akutte kjemikalieutslipp var 132 i 2008, noe som er i samme størrelsesorden som tidligere år.
The total volume of chemicals has also remained relatively stable, with about 366 cubic metres in 2008.
Den samlete mengden av kjemikalier er også relativt stabil med 366 kubikkmeter i 2008.
All acute discharges of oil and chemicals are basically illegal and must be avoided.
Alle akutte utslipp av olje og kjemikalier er i utgangspunktet ulovlige og skal unngås.
The number of acute discharges from the oil and gas industry has stabilized at a level that is too high and the sector must work diligently to reduce these incidents.
Antall akutte utslipp fra olje- og gassindustrien har stabilisert seg på et for høyt nivå.
Emissions to air
Utslipp til luft
CO2 In 2008, the total estimated CO2 emissions from the petroleum activities amounted to 13.8 million tonnes, compared with 13.3 million tonnes in 2007.
CO2 I 2008 var samlet beregnet CO2-utslipp fra petroleumsvirksomheten 13,8 millioner tonn, mot 13,3 millioner tonn i 2007.
CO2 emissions from the petroleum activities have remained relatively stabile over the past six years, but rose somewhat in 2007 due to run-in problems at the LNG plant on Melkøya near Hammerfest.
CO2-utslippene fra petroleumsvirksomheten har vært relativt stabile de siste seks årene, men gikk noe opp i 2007 på grunn av innkjøringsproblemene på LNG-anlegget på Melkøya ved Hammerfest.
The increase in 2008 is a result of the fact that the authorities have required the operating companies to use a higher calculation factor for CO2 emissions from flaring offshore.
I 2008 skyldes økningen at myndighetene har pålagt operatørene en høyere beregningsfaktor for CO2-utslipp fra fakling offshore.
This factor shall be used until the operating companies can set specific factors for each facility, starting from 2009.
Faktoren skal benyttes inntil operatørene kan fastsette spesifikke faktorer for hver innretning fra 2009.
The total consumption of flare gas shows a decline of 13 per cent from 2007 to 2008, while estimated emissions of CO2 rose by about 0.5 million tonnes as a consequence of this factor.
Det samlete forbruket av fakkelgass viser en nedgang på 13 prosent fra 2007 til 2008, mens beregnede utslipp av CO2 økte med ca 0,5 millioner tonn som følge av faktoren.
The turbines on the offshore installations are the largest source of CO2 emissions from the oil and gas activities.
Den største kilden til CO2-utslipp fra olje- og gassvirksomheten er turbinene på innretningene offshore.
NOx In 2008, the total emissions of nitrogen oxide (NOx) were 50 882 tonnes, compared with 53 997 tonnes in 2007.
NOx I 2008 var samlet utslipp av nitrogenoksid (NOx) 50 882 tonn, mot 53 997 tonn i 2007.
Emissions of NOx have declined somewhat in the last two years.
Utslippene av NOx har gått noe ned de siste to årene.
According to preliminary figures from SSB and SFT, total Norwegian emissions of NOx amounted to 179 000 tonnes in 2008, a decline of eight per cent from the previous year.
Ifølge foreløpige tall fra SSB og SFT var samlet norsk utslipp av NOx 179 000 tonn i 2008, en nedgang på åtte prosent fra året før.
The oil and gas industry thus accounts for 28 per cent of the national NOx emissions.
Olje- og gassindustrien står da for 28 prosent av de nasjonale NOx-utslippene.
The turbines on the offshore installations are the largest source of NOx emissions from the activities.
Turbinene på innretningene offshore er den største kilden til NOx-utslipp fra virksomheten.
Since 2001, total nmVOC emissions from the petroleum activities have been reduced by 80 per cent.
Siden 2001 er samlet nmVOC-utslipp fra petroleumsvirksomheten redusert med 80 prosent.
These reductions have been achieved through investments in new facilities for removal and recovery of oil vapour on storage ships and shuttle tankers.
Reduksjonene er oppnådd som følge av investeringer i nye anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankere.
The agreement came into force on 17 May 2005 and has been ratified by most European countries, as well as the USA.
Avtalen trådte i kraft 17. mai 2005 og er ratifisert av de fleste europeiske land, samt USA.
According to preliminary figures from SSB and SFT, total nmVOC emissions amounted to 170 660 tonnes in 2008.
Ifølge foreløpige tall fra SSB og SFT var samlet norsk nmVOC-utslipp 170 660 tonn i 2008.
This means that the oil and gas industry accounts for about 30 per cent of the national emissions.
Det betyr at olje- og gassindustrien står for ca 30 prosent av de nasjonale utslippene.
Contacts:
Kontaktpersoner:
SFT: Ann Mari Vik Green, Head of section for petroleum activities Tel.: +47 22 57 34 19, mobile: +47 922 47 457, email: ann.mari.vik.green@sft.no
SFT: Ann Mari Vik Green, seksjonssjef for petroleumsvirksomhet Telefon: 22 57 34 19, mobil: 922 47 457, e-post: ann.mari.vik.green@sft.no
NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, Information adviser Tel.: +47 51 87 61 00, mobile: +47 957 00 320, email: eldbjorg.vaage@npd.no
OD: Eldbjørg Vaage Melberg, informasjonsrådgiver Telefon: 51 87 61 00, mobil: 957 00 320, e-post: eldbjorg.vaage@npd.no
OLF: Tom Gederø, Communication manager Tel.: +47 51 84 65 30, mobile: +47 922 47 082, email: tgh@olf.no
OLF: Tom Gederø, informasjonssjef Telefon: 51 84 65 30, mobil: 922 47 082, e-post: tgh@olf.no
The discovery well, 6506/12-1 Smørbukk, proved gas/condensate in 1985 in Middle-Lower Jurassic reservoir rocks (the Fangst and Båt group).
Funnbrønnen 6506/12-1 Smørbukk påviste gass/kondensat i 1985 i midtre - nedre jura reservoarbergarter (Fangst- og Båtgruppen).
The discovery has been in production since May 1999.
Funnet har vært i produksjon siden mai 1999.
The map below shows the positions of the appraisal wells.
Kartet nedenfor viser avgrensningsbrønnenes posisjon.
The primary exploration target for wells 6506/12-12 S and 6506/12-12 A was to delineate potential additional resources in the gas/condensate discovery 6506/12-1 Smørbukk.
Primært letemål for brønnene 6506/12-12 S og 6506/12-12 A var å avgrense mulige tilleggsressurser til gass-/kondensatfunnet 6506/12-1 Smørbukk.
The secondary exploration target was to prove petroleum in Lower Cretaceous reservoir rocks (the Lange and Lysing formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre kritt reservoarbergarter (Lange- og Lysingformasjonen).
The wells encountered gas/condensate/oil in the Fangst and Båt group and petroleum in the Lange and Lysing formation.
Brønnene påtraff gass/kondensat/olje i Fangst- og Båtgruppen og petroleum i Lange- og Lysingformasjonen.
The appraisal wells indicate that the size of the discovery in the Fangst and Båt group is probably within a range of uncertainty of 2 - 4 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Avgrensningsbrønnene viser at størrelsen på funnet i Fangst - og Båtgruppen trolig er innenfor usikkerhetsspennet 2 - 4 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The gas/liquid ratio varies from 400-2000 Sm3/Sm3.
Gass/væskeforholdet varierer fra 400-2000 Sm3/Sm3.
Appraisal wells 6506/12-12 S and 6506/12-12 A were drilled to respective vertical depths of 4906 metres and 4888 metres below the sea surface, and both were terminated in the Åre formation in the Lower Jurassic.
Avgrensningsbrønnene 6506/12-12 S og 6506/12-12 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 4906 meter og 4888 meter under havflaten, og begge ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
The water depth is 301 metres.
Havdypet er 301 meter.
Well 6506/12-12 S has been plugged and abandoned, while well 6506/12-12 A has been prepared as a producer with a view towards future production.
Brønnen 6506/12-12 S er plugget og forlatt, mens brønnen 6506/12-12 A er klargjort som produsent med tanke på framtidig produksjon.
The discovery was proven in 2000 in Lower to Middle Jurassic reservoir rocks, and is located about 22 kilometres northwest of the Heidrun field.
Funnet ble påvist i 2000 i nedre til midtre jura reservoarbergarter, og ligger om lag 22 kilometer nordvest av Heidrunfeltet.
The size of the gas discovery before the drilling of the appraisal well was estimated at 89 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Størrelsen på gassfunnet før boring av avgrensningsbrønnen var anslått til 89 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The objective of well 6506/9-1 was to delineate discovery 6506/6-1.
Hensikten med brønn 6506/9-1 var å avgrense funnet 6506/6-1.
The well encountered gas in Lower to Middle Jurassic reservoir rocks (the Tilje and Ile formations) and a more accurate delineation of the discovery was carried out under challenging reservoir conditions with high pressure and high temperature.
Brønnen påtraff gass i nedre til midtre jura reservoarbergarter (Tilje- og Ileformasjonen) og nærmere avgrensing av funnet ble gjort under utfordrende reservoarforhold med høyt trykk og høy temperatur.
The well confirms that 6506/6-1 Victoria is a complex discovery.
Brønnen bekrefter at 6506/6-1 Victoria er et komplisert funn.
There is therefore substantial uncertainty related to the size of the discovery, and preliminary estimates indicate that the discovery may contain somewhere between 20 – 60 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Det er derfor betydelig usikkerhet knyttet til størrelsen på funnet, og foreløpige estimat indikerer at funnet kan være innenfor usikkerhetsspennet 20 – 60 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
Thorough reviews of the collected data are necessary to achieve better understanding of the resource potential.
Grundig evaluering av innsamlede data er nødvendig for å få en bedre forståelse av ressurspotensialet.
The results from these reviews will form the basis for the further activity in production licences 211 and 211 B.
Resultatene herfra vil danne grunnlaget for den videre aktiviteten i utvinningstillatelsene 211 og 211 B.
Comprehensive data collection and sampling has taken place.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetakning.
The data collection includes about 230 metres of core material.
Datainnsamlingen omfatter om lag 230 meter med kjernemateriale.
A successful formation test has been carried out.
En vellykket formasjonstest er gjennomført.
The maximum production rate was 180 000 Sm3 of gas every 24 hours of flow through a 16/64-inch nozzle.
Maksimum produksjonsrate var på 180 000 Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 16/64 tommers dyseåpning.
The gas contains almost 90 per cent methane and 10 per cent carbon dioxide.
Gassen inneholder nær 90 prosent metan og 10 prosent karbondioksid.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 5664 metres below sea level, and was terminated in the Åre formation in Lower Jurassic rocks.
Avgrensningsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 5664 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Water depth at the site is 416 metres.
Havdypet er 416 meter.
The well has been plugged and abandoned.
Brønnen er plugget og forlatt.
The well was drilled by the semi-submersible drilling facility West Phoenix, which will proceed to production licence 043 in the North Sea to drill a development well with exploration target 30/4-D-1 AH where Total E&P Norge is the operator.
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Phoenix, som skal til utvinningstillatelse 043 i Nordsjøen for å bore utvinningsbrønn med letemål 30/4-D-1 AH der Total E&P Norge er operatør.
The well was drilled 27 km south of the Norne field in the Norwegian Sea, and was dry.
Brønnen, som er tørr, ble boret 27 kilometer sør for Nornefeltet i Norskehavet.
The objective of the well was to prove petroleum in Middle to Lower Jurassic reservoir rocks.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre til nedre jura reservoarbergarter.
Rocks of considerable thickness and satisfactory reservoir quality were encountered in the Tilje formation from the Early Jurassic.
Det ble påtruffet bergarter med betydelig mektighet og tilfredsstillende reservoarkvalitet i Tiljeformasjonen fra tidligjura.
The well was drilled to a vertical depth of 1650 metres below the sea surface, and was terminated in rocks from the Early Jurassic (Åre formation).
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp 1650 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter fra tidligjura (Åreformasjonen).
Well 6507/3-6 was drilled in 377 metres of water by the Bredford Dolphin drilling facility, which will now proceed to production licence 270 in the North Sea to drill wildcat well 35/3-7, operated by the company VNG Norge (Operations) AS.
Brønn 6507/3-6 ble boret på 377 meters havdyp av boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal til utvinningstillatelse 270 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 35/3-7 der selskap VNG Norge (Operations) AS er operatør.
The well proved gas.
Brønnen påviste gass.
The discovery is located two km northwest of the 6507/3-3 gas discovery (Idun) and about 10 km north of the 6507/5-1 oil/gas discovery (Skarv).
Funnet er gjort to kilometer nordvest for gassfunnet 6507/3-3 Idun og omtrent ti kilometer nord for olje-/gassfunnet 6507/5-1 Skarv.
The objective of the well was to prove petroleum in the Fangst and Båt group in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i Fangst- og Båtgruppen i midtre og nedre jura reservoarbergarter.
The well proved gas in the Fangst group.
Brønnen påviste gass i Fangstgruppen.
The underlying Båt group was water-filled.
Den underliggende Båtgruppen var vannfylt.
The size of the discovery is estimated at between 0.6 and 3 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Størrelsen på funnet er foreløpig anslått til å være mellom 0,6 og 3 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
There is a potential for additional volumes beyond the proven gas volumes and further delineation of the discovery will be considered.
Det er potensial for tilleggsvolumer til de påviste gassvolumene og ytterligere avgrensning av funnet vil bli vurdert.
The well was not formation-tested, but extensive data acquisition and sampling were conducted.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees in the production licence will consider producing the discovery via Skarv.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen vil vurdere å produsere funnet mot Skarv.
The well was drilled to a vertical depth of 3833 metres below sea level and was concluded in the Åre formation in the Lower Jurassic.
Brønnen ble boret til et totalt vertikalt dyp på 3833 meter under havflaten, og den ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
The water depth is 377 metres.
Havdypet er 377 meter.
Well 6507/3-7 was drilled by the Ocean Vanguard drilling facility, which will now proceed to production licence 074 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6407/2-5 S where StatoilHydro Petroleum AS is the operator.
Brønn 6507/3-7 ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal til utvinningstillatelse 074 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6407/2-5 S der StatoilHydro Petroleum AS er operatør.
Licensees in production licence 159 D 01.01.2009 - E.ON Ruhrgas Norge AS 40.000000 % - StatoilHydro Petroleum AS 60.000000 %
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 159 D
The discovery was made about two kilometres southwest of the Norne field.
Funnet er gjort om lag to kilometer sørvest for Nornefeltet.
The objective of the well was to prove petroleum in the Fangst and Båt group in Middle to Lower Jurassic reservoir rocks.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i Fangst- og Båtgruppen i midtre og nedre jura reservoarbergarter.
The well proved a 142-metre gas column in the Fangst and Båt group.
Brønnen påviste en gasskolonne på 142 meter i Fangst- og Båtgruppen.
The size of the discovery is estimated at between 1.3 and 1.5 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Størrelsen på funnet er anslått til å være mellom 1,3 og 1,5 milliard standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The well encountered rocks of the expected thickness and good reservoir quality.
Brønnen påtraff bergarter med forventet mektighet og god reservoarkvalitet.
The licensees in production licence 159 B will consider producing the discovery via the Norne field.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 159 B vil vurdere å produsere funnet mot Nornefeltet.
The well was drilled to a total depth of 2968 metres below the sea surface, and was terminated in the Tilje formation in the Lower Jurassic.
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 2968 meter under havflaten, og den ble avsluttet i Tiljeformasjonen i nedre jura.
The water depth at the site is 378 metres.
Havdypet er 378 meter.
Well 6507/3-8 was drilled by the Ocean Vanguard drilling facility, which will now proceed to production licence 057 in the North Sea to drill wildcat well 34/4-12S, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 6507/3-8 ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal til utvinningstillatelse 057 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 34/4-12S der Statoil Petroleum AS er operatør.
Press contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel.
Pressekontakt i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
Download: Map.pdf
Last ned: kart.pdf
The discovery is located 150 km northwest of the 6506/6-1 gas discovery (”Victoria”) in the northern Norwegian Sea.
Funnet er gjort 150 kilometer nordvest for gassfunnet 6506/6-1 (”Victoria”) i nordlige Norskehavet.
The well was drilled in 1376 metres of water, which is the greatest water depth of any discovery made on the Norwegian shelf to date.
Brønnen er boret på 1376 meters vanndyp, det største vanndyp hvor det er gjort funn på norsk sokkel til nå.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Cretaceous reservoir rocks in a prospect called ”Gro”.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter i et prospekt kalt ”Gro”.
The well encountered a 16-metre gas column in the Upper Cretaceous, in a reservoir of varying quality.
Brønnen påtraff en 16 meter gasskolonne i øvre kritt, i et reservoar med varierende kvalitet.
There is great uncertainty regarding the size of the discovery.
Det er stor usikkerhet med hensyn til funnets størrelse.
Preliminary estimates indicate between 10 and 100 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Foreløpige anslag er på mellom 10 og 100 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The well was not formation-tested, but extensive sampling and data acquisition have been performed.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Further delineation drilling is needed in order to clarify the resource potential, including the possibility of additional volumes.
Videre avgrensningsboring må til for å avklare ressurspotensialet, inkludert muligheter for eventuelle tilleggsvolumer.
The well was drilled to a vertical depth of 3805 metres below the sea surface, and was terminated in the Upper Cretaceous (probably the Springar Formation).
Brønnen er boret til et vertikalt dyp av 3805 meter under havflaten, og ble avsluttet i øvre kritt (trolig Springarformasjonen).
Well 6603/12-1 was drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now conduct drilling activity outside the Norwegian shelf.
Brønn 6603/12-1 ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson som nå skal bore utenfor norsk sokkel.
The licensees in production licence 326
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 326
The well, which was dry, is located approximately 10 kilometres east of the Norne field in the Norwegian Sea, and 200 kilometres west of Sandnessjøen.
Brønnen, som var tørr, ligger om lag 10 kilometer øst for Nornefeltet i Norskehavet og 200 kilometer vest for Sandnessjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Lower Jurassic (the Åre formation).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i nedre jura (Åreformasjonen).
The well encountered rocks of expected thickness and medium to good reservoir quality.
Brønnen påtraff bergarter med forventet mektighet og middels til god reservoarkvalitet.
This is the first exploration well in production licence 437.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 437.
The licence was awarded in APA 2006.
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2006.
The well was drilled to a total vertical depth of 1420 metres below sea level, and was terminated in rocks from the Lower Jurassic (the Åre formation).
Brønnen ble boret til et totalt vertikalt dyp på 1420 meter under havflaten, og ble avsluttet i nedre jura bergarter (Åreformasjonen).