natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The well encountered 55 metres of sandstone in the Ula formation with good reservoir quality, but hydrocarbons were not proven.
Brønnen påtraff 55 meter sandsetein i Ulaformasjonen med god reservoarkvalitet, men hydrokarboner ble ikke påvist.
The well is the seventh exploration well in production licence 405.
Brønnen er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 405.
The well was drilled to a vertical depth of 1945 metres below the sea surface and was terminated in the Zechstein group in the Permian.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1945 meter under havflaten og ble avsluttet i Zechsteingruppen av perm alder.
Well 8/10-6 S was drilled by the Mærsk Giant drilling facility, which will now proceed to production licence 494 in the southern North Sea to drill wildcat well 2/9-5 S where Det norske oljeselskap ASA is the operator.
Brønn 8/10-6 S ble boret av boreinnretningen Mærsk Giant som nå skal til utvinningstillatelse 494 i sørlig del av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 2/9-5 S der Det norske oljeselskap ASA er operatør.
The well was drilled about 35 kilometres southeast of the Yme field in the North Sea.
Brønnen er boret om lag 35 kilometer sørøst for Ymefeltet i Nordsjøen.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Sandnes formation) and in Middle Jurassic reservoir rocks (the Bryne formation).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Sandnesformasjonen) og i midtre jura reservoarbergarter (Bryneformasjon).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Upper Permain reservoir rocks.
Sekundær letemål var å påvise petroleum i øvre perm reservoarbergarter.
Well 10/4-1 encountered approx. 90 metres of reservoir rocks in the Sandnes and Bryne formations with good reservoir quality.
Brønn 10/4-1 påtraff om lag 90 meter tykke reservoarbergarter i Sandnes- og Bryneformasjonen med god reservoarkvalitet.
The well did not encounter a reservoir in Permian rocks.
Brønnen påtraff ikke reservoar i permiske bergarter.
This is the first exploration well in production licence 734.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 734.
The licence was awarded in APA 2013.
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2013.
Well 10/4-1 was drilled to a vertical depth of 2384 metres below the sea surface and was terminated in rocks from the Late Permian Age.
Brønnen 10/4-1 ble boret til et vertikalt dyp av 2384 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av sein perm alder.
Water depth at the site is 98 metres.
Havdypet er 98 meter.
Well 10/4-1 was drilled by the Borgland Dolphin drilling facility, which will now proceed to drill wildcat well 6507/3-11 S in production licence 650 in the Norwegian Sea, where E.ON E&P Norge AS is the operator.
Brønn 10/4-1 ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6507/3-11 S i utvinningstillatelse 650 i Norskehavet der E.ON E&P Norge AS er operatør.
Contact in the Norwegian Petroleum Directorate
Kontaktperson i Oljedirektoratet
Bjørn Rasen, telf.
Bjørn Rasen, tlf.
+47 51 87 60 00
51 87 60 00
The well was drilled in the central part of the North Sea about six kilometres north of the Varg field and 220 kilometres southwest of Stavanger.
Brønnen er boret i den midtre delen av Nordsjøen om lag seks kilometer nord for Vargfeltet og 220 kilometer sørvest for Stavanger.
The purpose of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Ula and Sandnes formations) and in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin and Sleipner formations).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Ula- og Sandnesformasjonen) og i midtre jura reservoarbergarter (Hugin-og Sleipnerformasjonen).
The well encountered about 195 metres of sandstone mixed with siltstone in the Ula formation, of which 155 metres are sandstone of good to very good reservoir quality.
Brønnen påtraff om lag 195 meter med sandstein i veksling med siltstein i Ulaformasjonen, hvorav 155 meter er sandsteiner av god til meget god reservoarkvalitet.
The well also encountered 85 metres of sandstone mixed with siltstone in the Skagerrak formation in Upper Triassic, of which 45 metres are sandstone of generally poor reservoir quality.
Videre ble 85 meter med sandstein i veksling med siltstein påtruffet i Skagerrakformasjonen i øvre trias, hvorav 45 meter er sandsteiner hovedsakelig av dårlig reservoarkvalitet.
The well has weak traces of petroleum in sandstone rocks in both the Ula and Skagerrak formations.
Brønnen har svake spor av petroleum i sandsteinene i både Ula- og Skagerrakformasjonen.
The well was drilled to vertical and measured depths of 3136 and 3141 metres below sea level, respectively, and was terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt og målt dyp av henholdsvis 3136 og 3141 meter under havflaten og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
Water depth at the site is 86 metres.
Havdypet er 86 meter.
Well 15/12-24 S was drilled by the Maersk Giant drilling facility, which will now start permanent plugging of wells on the Varg field in production licence 038 in the North Sea, where Talisman Energy Norge AS is the operator.
Brønn 15/12-24 S ble boret av boreinnretningen Maersk Giant som nå skal starte permanent plugging av brønner på Vargfeltet i utvinningstillatelse 038 i Nordsjøen, der Talisman Energy Norge AS er operatør.
The wells were drilled about 250 kilometres west of Stavanger and directly northeast of the Gina Krog field.
Brønnene er boret om lag 250 kilometer vest for Stavanger og like nordøst for Gina Krogfeltet.
The objective of well 15/6-13 was to prove commercial petroleum volumes in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin formation), acquire sufficient data to avoid further delineation, investigate the size of the discovery, the properties and continuity of the reservoir rocks, as well as determine the petroleum properties.
Hensikten med brønn 15/6-13 var å påvise økonomiske petroleumsvolum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen), skaffe tilstrekkelige data for å unngå videre avgrensning, undersøke funnets størrelse, reservoarbergartens egenskaper og kontinuitet samt bestemme egenskapene til petroleum.
The objective of sidetracks 15/6-13 A and 15/6-13 B was to delineate the discovery as regards the likelihood of deeper oil and shallower gas on the structure.
Hensikten med sidestegene 15/6-13 A og 15/6-13 B var å avgrense funnet med hensyn til muligheten for henholdsvis olje dypere og gass høyere på strukturen.
15/6-13 has two separate oil columns, 13 and 3 metres of which are in sandstone with moderate to good reservoir properties in the Hugin formation and upper part of the Sleipner formation.
15/6-13 har to separate oljekolonner, hvorav 13 og 3 meter i sandstein med moderate til gode reservoaregenskaper i henholdsvis Hugin- og øvre del av Sleipnerformasjonen.
15/6-13 A encountered seven and nine metres of sandstone with moderate reservoir quality in the Hugin and Sleipner formations, both aquiferous.
15/6-13 A påtraff sju og ni meter tykke sandsteiner med moderat reservoarkvalitet i henholdsvis Hugin- og Sleipnerformasjonen, begge vannførende.
The aquiferous sandstone in the Hugin formation is presumed to be in pressure communication with the oil zone in 15/6-13.
Vannførende sandstein i Huginformasjonen antas å stå i trykkommunikasjon med oljesonen i 15/6-13.
15/6-13 B shows an overall gas column of about 60 metres, of which 7 metres are in sandstone with moderate reservoir quality in the Hugin formation and 26 metres in sandstone with moderate reservoir properties in the Sleipner formation.
15/6-13 B viser en total gasskolonne på om lag 60 meter, hvorav 7 meter i sandstein med moderat reservoarkvalitet i Huginformasjonen og 26 meter med sandstein med moderate reservoaregenskaper i Sleipnerformasjonen.
The underlying sandstone in the Skagerrak formation is tight and aquiferous.
Underliggende sandstein i Skagerrakformasjonen er tett og vannførende.
For the discovery as a whole, the overall oil and gas column totals about 300 metres, 150 metres for each.
For funnet som helhet er total olje- og gasskolonne på til sammen om lag 300 meter, hvorav 150 meter for hver av dem.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between one and two million standard cubic meters (Sm3) of recoverable oil equivalents in the Hugin formation, whereas calculations of any additional volumes from the Sleipner formation will require additional assessment for further clarification.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter i Huginformasjonen, mens beregninger av eventuelle tilleggsvolumer fra Sleipnerformasjonen krever en videre evaluering for nærmere avklaring.
None of the wells were formation-tested, but comprehensive data collection and sampling was conducted.
Ingen av brønnene ble formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees in the Gina Krog Unit will assess the discovery further with a view toward possible development and tieback to the Gina Krog field.
Rettighetshaverne i Gina Krog Unit vil evaluere funnet videre med tanke på en mulig utvikling og tilknytning til Gina Krogfeltet.
Wells 15/6-13, 15/6-13 A and 15/6-13 B were drilled to a measured depth of 3577, 3925 and 3773 metres, respectively, and vertical depths of 3552, 3716 and 3447 metres below the sea surface.
Brønnene 15/6-13, 15/6-13 A og 15/6-13 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3577, 3925 og 3773 meter og vertikalt dyp på 3552, 3716 og 3447 meter under havflaten.
They were all terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic.
Alle ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The wells were drilled by the Songa Trym drilling facility, which will now move on to drill another Statoil-operated well on the UK shelf.
Brønnene ble boret av boreinnretningen Songa Trym, som nå skal fortsette med boring av en Statoil-operert brønn på britisk sokkel.
Bjørn Rasen, tel.
Bjørn Rasen, tlf.
The field is located in the central part of the North Sea and was proven in 2008.
Feltet er i den midtre delen av Nordsjøen og ble påvist i 2008.
The size of the field prior to drilling of these two appraisal wells was 24 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil, 1 million Sm3 of recoverable condensate and 4.5 billion Sm3 of recoverable gas.
Størrelsen på feltet før boring av disse to avgrensningsbrønnene var på 24 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje, 1 million Sm3 utvinnbar kondensat og 4,5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The primary target for wells 16/1-21 S and 16/1-21 A was to investigate reservoir rocks and reservoir quality, as well as the extent of an overlying gas cap in the eastern part of the field in Middle Jurassic to upper Triassic reservoir rocks (the Hugin, Sleipner and Skagerrak formations, as well as the Statfjord group).
Primært mål for brønnene 16/1-21 S og 16/1-21 A var å undersøke reservoarbergarter og reservoarkvalitet samt utstrekning av en overliggende gasskappe i østlig del av feltet i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin-, Sleipner- og Skagerrakformasjonen, samt Statfjordgruppen).
In addition, 16/1-21 S had a secondary exploration target in overlying Paleocene reservoir rocks (the Heimdal formation).
I tillegg hadde 16/1-21 S et sekundært letemål i overliggende paleocene reservoarbergarter (Heimdalformasjonen).
16/1-21 S encountered a total oil column of 54 metres, of which 25 metres were of good to very good reservoir quality in the Skagerrak formation.
16/1-21 S påtraff en total oljekolonne på 54 meter, hvorav 25 meter av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen.
The oil is undersaturated, which is also the case in the eastern part of the field (16/1-16 and 16/1-16 A).
Oljen er undermettet som øst på feltet (16/1-16 og 16/1-16 A).
The gas/oil ratio (GOR) in the oil zone is 130-145 Sm3/Sm3.
Gass/olje forholdet (GOR) i oljesonen er på 130-145 Sm3/Sm3.
The oil/water contact was not encountered, but was calculated at approx. 2436 metres, which is 2 metres deeper than previously assumed in the Skagerrak formation.
Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men beregnet til om lag 2436 meter, som er 2 meter dypere enn tidligere antatt i Skagerrakformasjonen.
Gas was not encountered in the well.
Gass ble ikke påtruffet i brønnen.
In the Heimdal formation, the well encountered 27 metres of aquiferous sandstone of good to very good quality.
I Heimdalformasjonen påtraff brønnen 27 meter vannfylt sandstein av god til meget god kvalitet.
16/1-21 A encountered a total oil column of 41 metres and a 4-metre gas column, of which a total of 29 metres was of very good reservoir quality in the Sleipner and Skagerrak formations.
16/1-21 A påtraff en total oljekolonne på 41 meter og en gasskolonne på 4 meter, hvorav i alt 29 meter av meget god reservoarkvalitet i Sleipner- og Skagerrakformasjonen.
The oil in the Sleipner formation is saturated, while the oil in the Skagerrak formation is largely undersaturated.
I Sleipnerformasjonen er oljen mettet, mens i Skagerrakformasjonen er den i stor grad undermettet.
The well results have yielded valuable information as regards the final location of production and injection wells.
Brønnresultatene har gitt verdifull informasjon med hensyn til endelig plassering av produksjons- og injeksjonsbrønner.
Further work going forward will integrate the new data and contribute to increased field understanding.
Videre arbeid fremover vil integrere de nye dataene og bidra til ytterligere økt feltforståelse.
The Ivar Aase field field consists of production licences 001 B, 028 B, 242, 338 BS and 457.
Ivar Aasen-feltet består av utvinningstillatelsene 001 B, 028 B, 242, 338 BS og 457.
The Plan for Development and Operation (PDO) was submitted to the Ministry of Petroleum and Energy on 21 December 2012.
Plan for utbygging og drift (PUD) ble levert til Olje- og energidepartementet 21. desember 2012.
These are the fourth and fifth appraisal wells in production licence 001 B. This production licence was carved out of production licence 001 on 15 December 1999.
Dette er den fjerde og femte avgrensningsbrønnen i utvinningstillatelse 001 B.
PL001 was originally awarded on 1 September 1965 (round 1-A).
Tillatelsen ble skilt ut 15.12.1999 fra tillatelse 001, som ble tildelt 1.9.1965 (Runde 1-A).
The wells were drilled by the Maersk Interceptor drilling facility, which will now continue drilling appraisal well 16/1-22 S in the western part of the Ivar Aasen field.
Brønnene ble boret av boreinnretningen Maersk Interceptor, som nå skal fortsette boring med avgrensningsbrønn 16/1-22 S i vestre del av Ivar Aasenfeltet.
The field is located in the central part of the North Sea and was proven in 2008.
Feltet ligger i den midtre delen av Nordsjøen og ble påvist i 2008.
The size of the field prior to drilling the appraisal wells was 24 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil, 1 million Sm3 of recoverable condensate and 4.5 billion Sm3 of recoverable gas.
Størrelsen på feltet før boring av avgrensningsbrønnene var på 24 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje, 1 million Sm3 utvinnbar kondensat og 4,5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The objective of well 16/1-22 S was to investigate reservoir rocks and reservoir quality, as well as secure depth control along the west flank of the field in Middle Jurassic to Upper Triassic reservoir rocks (the Hugin, Sleipner and Skagerrak formations) in order to optimise well sites with a view to the drainage strategy.
Hensikten med brønn 16/1-22 S var å undersøke reservoarbergarter og reservoarkvalitet samt sikre dybdekontroll langs vestflanken av feltet i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin-, Sleipner- og Skagerrakformasjonen) for å kunne optimalisere brønnplassering med tanke på dreneringsstrategi.
Sidetracks 16/1-22 A and 16/1-22 B were drilled 1000 metres northeast and 1350 metres north, respectively, of 16/1-22 S in order to investigate reservoir rocks and perform additional data acquisition.
Sidestegene 16/1-22 A og 16/1-22 B ble boret henholdsvis 1000 meter nordøst og 1350 meter nord for 16/1-22 S for å undersøke reservoarbergarter og gjøre ytterligere datainnsamling.
16/1-22 A also aimed to investigate an underlying seismic anomaly.
I tillegg skulle 16/1-22 A undersøke en underliggende seismisk anomali.
16/1-22 S encountered a 3-metre oil column in sandstone of good to very good reservoir quality in the Skagerrak formation.
16/1-22 S påtraff en oljekolonne på 3 meter i sandstein av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen.
The oil is saturated with a gas/oil ratio of about 160 Sm3/Sm3, as is the case otherwise in the western part of the field (16/1-11, 16/1-11 A and 16/1-9).
Oljen er mettet med et gass/olje-forhold på om lag 160 Sm3/Sm3, som ellers i vest på feltet (16/1-11,16/1-11 A og 16/1-9).
The oil/water contact was not encountered, but was calculated at about 2435 metres, which is deeper than the previously calculated oil/water contact for the Skagerrak formation (16/1-11 A).
Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men beregnet til om lag 2435 meter, som er dypere enn tidligere beregnet olje/vann-kontakt for Skagerrakformasjonen (16/1-11 A).
16/1-22 A encountered a total oil column of about 55 metres in the Skagerrak formation, 30 metres of which was in sandstone of varying reservoir quality, from moderate to very good.
16/1-22 A påtraff en total oljekolonne på om lag 55 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 30 meter i sandstein med varierende reservoarkvalitet fra moderat til meget god.
The seismic anomaly is linked to the top of a total oil column of about 25 metres in underlying sandstone (alluvial fan), 15 metres of which had moderate reservoir properties.
Den seismiske anomalien knyttes til toppen av en total oljekolonne på om lag 25 meter i underliggende sandstein (alluvial vifte), hvorav 15 meter med moderate reservoaregenskaper.
The oily part of the alluvial fan is not included in the field's previously reported reserves.
Den oljeholdige delen av den sandige viften inngår ikke i feltets tidligere rapporterte reserver.
16/1-22 B encountered a total oil column of about 45 metres in the Skagerrak formation, 25 metres of which was in sandstone of good to very good reservoir quality.
16/1-22 B påtraff en total oljekolonne på om lag 45 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 25 meter i sandstein med god til meget god reservoarkvalitet.
The results have yielded valuable information as regards the final location of production and water injection wells.
Resultatene har gitt verdifull informasjon med hensyn til endelig plassering av produksjons- og vanninjeksjonsbrønner.
Gas was not encountered in the wells.
Gass ble ikke påtruffet i brønnene.
The Plan for Development and Operation (PDO) of the Ivar Aasen field was submitted to the Ministry of Petroleum and Energy on 21 December 2012.
Plan for utbygging og drift (PUD) for Ivar Aasen-feltet ble levert til Olje- og energidepartementet 21. desember 2012.
Wells 16/1-22 S, 16/1-22 A 16/1-22 B were drilled to measured depths of 2640, 2896 and 3215 metres, respectively, and vertical depths of 2562, 2468 and 2501 metres below the sea surface.
Brønnene 16/1-22 S, 16/1-22 A og 16/1-22 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 2640, 2896 og 3215 meter og vertikalt dyp på 2562, 2468 og 2501 meter under havflaten.
The wells were drilled by the Maersk Interceptor drilling facility, which will now continue production drilling on the Ivar Aasen field once the platform's jacket has been installed.
Brønnene ble boret av boreinnretningen Maersk Interceptor, som nå skal fortsette med produksjonsboring på Ivar Aasen-feltet etter at plattformens understell er installert.
In 2008, more exploration wells were drilled on the Norwegian continental shelf than ever before.
Pressemelding 1/2009: I 2008 ble det boret flere letebrønner enn noen gang på norsk sokkel.
56 exploration wells were spudded, compared with 32 in the previous year.
Det ble påbegynt 56 letebrønner, mot 32 året før.
Almost every other well yielded a discovery, thus making 2008 a record-breaking year in the number of discoveries on the Norwegian shelf – 25 in all.
Nær annenhver brønn ga funn, og fjoråret ble således et rekordår for antall funn på norsk sokkel – 25 funn totalt.
The oil production curve continues to decline; however, 2008 oil production was almost four per cent higher than the Norwegian Petroleum Directorate's forecast.
Oljeproduksjonen fortsetter på en fallende kurve, men produksjonen i 2008 er likevel nesten fire prosent høyere enn Oljedirektoratets prognose.
Resource accounts (preliminary figures as of 31 December 2008) There is no significant change in the in the overall estimate for petroleum resources on the Norwegian shelf as of 31 December 2008.
Ressursregnskapet (foreløpige tall per 31.12.2008) Det er ingen vesentlig endring i det totale anslaget for petroleumsressurser på norsk sokkel per 31. desember 2008.
The estimate is 13 billion standard cubic metres of oil equivalents (Sm³ o.e.).
Anslaget er på 13 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.).
Exploration activity 56 exploration wells were spudded on the Norwegian continental shelf in 2008.
Leteaktiviteten Det ble påbegynt 56 letebrønner på norsk kontinentalsokkel i 2008.
This is a record high, and an increase of 24 exploration wells compared with 2007.
Det er rekord og en økning på 24 letebrønner sammenlignet med 2007.
25 new discoveries were made in 2008.
Det ble gjort 25 nye funn i 2008.
Of the 56 exploration wells, 42 were wildcat wells and 14 were appraisal wells.
Av de 56 letebrønnene er 42 undersøkelsesbrønner og 14 avgrensningsbrønner.
49 exploration wells were completed.
Det ble avsluttet 49 letebrønner.
Investments The high price of oil in 2008 led to a considerable increase in both activity and cost levels on the Norwegian shelf.
Investeringer Høy oljepris førte i 2008 til en betydelig økning i aktivitets- og kostnadsnivået på norsk sokkel.
Investments, including investments in exploration activities, showed a continued growth in relation to previous years.
Investeringer inklusiv leteaktivitet viste i 2008 en fortsatt vekst i forhold til tidligere år.
In 2009, as many as ten new development plans may be submitted to the authorities for approval.
I 2009 kan det bli sendt inn opp til ti nye utbyggingsplaner til myndighetene for godkjennelse.
New players Eight new companies were pre-qualified as licensees or operators on the Norwegian shelf in 2008.
Nye aktører Åtte nye selskaper ble prekvalifisert som rettighetshaver eller operatør på norsk sokkel i 2008.
An additional 15 companies are currently being evaluated.
Per i dag er 15 selskaper til vurdering.
Coexistence During the last couple of years we have seen a growing level of conflict between seismic acquisition activities and the fishery industry.
Sameksistens I løpet av de siste par årene har det vært et økende konfliktnivå mellom seismikk- og fiskerinæringene.
This is largely due to an increase in seismic data acquisition as a consequence of a generally higher level of petroleum activity.
Dette skyldes i hovedsak en økning i den seismiske datainnsamlingen som følge av økt petroleumsaktivitet generelt.
Seismic acquisition in Nordland VII and Troms II In 2008, the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) acquired approximately 12 000 kilometres of 2D seismic data and 700 square kilometres of 3D seismic data in the Nordland VII and Troms II areas.
Seismikk i Nordland VII og Troms II Oljedirektoratet samlet i 2008 inn cirka 12 000 kilometer 2D-seismikk og 700 kvadratkilometer 3D-seismikk i områdene Nordland VII og Troms II.
The acquisition of seismic data started in the summer of 2007 and will be concluded in the summer of 2009.
Innsamlingen av seismiske data startet sommeren 2007 og blir avsluttet sommeren 2009.
This activity is carried out on assignment from the Norwegian Government.
Dette blir utført på oppdrag for regjeringen.
Appraisal well 16/1-23 S is drilled 2.4 kilometres southeast of the Edvard Grieg platform.
Avgrensningsbrønn 16/1-23 S er boret 2,4 kilometer sørøst for Edvard Grieg-plattformen.