natgillin/translations-raw huggingface dataset:
There are also traces of petroleum in sandstones in the Lista formation from the Palaeocene Age.
I tillegg er det spor av petroleum i sandsteiner i Listaformasjonen av paleocen alder.
This is the first exploration well in production licence 553, which was awarded in APA 2009.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 553, som ble tildelt i TFO 2009.
The well was drilled to a vertical depth of 3639 metres below the sea surface and was terminated in the Etive formation from the Middle Jurassic Age.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3639 meter under havflaten, og ble avsluttet i Etiveformasjonen av mellomjura alder.
Water depth is 304 metres.
Havdypet er 304 meter.
Well 34/7-36 S was drilled by the Borgland Dolphin, which has now returned to land for its five-year classification.
Brønn 34/7-36 S ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin, som nå er gått til land for femårsklassifisering.
The well was drilled on the northeast flank of the Visund field, in the northern part of the North Sea.
Brønnen er boret på nordøstflanken av Visundfeltet, i den nordlige del av Nordsjøen.
The well's primary exploration target was to prove petroleum on the east flank of the Visund field in Lower Jurassic reservoir rocks (the Statfjord group).
Primært letemål med brønnen var å påvise petroleum på Visundfeltets østflanke i nedre jura reservoarbergarter (Statfjordgruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Lower Jurassic (Lower Statfjord group) and Upper Triassic reservoir rocks (the Lunde formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre jura (nedre Statfjordgruppen) og øvre trias reservoarbergarter (Lundeformasjonen).
The well encountered an approx. 31-metre gross gas column in the Tarbert, Ness and Etive formations in the Middle Jurassic, about 20 metres of which were in sandstones with very good reservoir quality.
Brønnen påtraff en om lag 31 meter brutto gasskolonne i Tabert-, Ness- og Etiveformasjonen i midtre jura, hvorav om lag 20 meter i sandsteiner med meget god reservoarkvalitet.
In the immediately underlying reservoir rocks in the Rannoch formation in the Middle Jurassic, the well encountered an approx. 21-metre petroleum column in sandstones with poor reservoir quality.
I umiddelbart underliggende reservoarbergarter, i Rannochformasjonen i midtre jura, ble det påtruffet en om lag 21 meter petroleumskolonne i sandsteiner med dårlig reservoarkvalitet.
Traces of petroleum were also encountered in Lower Jurassic sandstones of variable reservoir quality in the Cook formation and in the Statfjord Group.
Spor av petroleum ble også påtruffet i nedre jura sandsteiner med variabel reservoarkvalitet i Cookformasjonen og i Statfjordgruppen.
It is unclear at this time whether there is oil or gas in the Rannoch and Cook formations, and in the Statfjord group.
Det er foreløpig uavklart om det er olje eller gass i Rannoch-, Cookformasjonen og i Statfjordgruppen.
The Lunde formation is aquiferous.
Lundeformasjonen er vannfylt.
Data acquisition and sampling were conducted in the well, but it was not formation-tested.
Det ble gjort datainnsamling og prøvetaking i brønnen, men den ble ikke formasjonstestet.
Preliminary estimates place the size of the discovery at between 0.5 and 2 million Sm³ recoverable oil equivalents.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 0,5 og 2 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees in production licence 120 will consider tying this discovery to existing infrastructure in the Visund area.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 120 vil vurdere å knytte funnet opp til eksisterende infrastruktur i Visundområdet.
34/8-17 S was drilled to a vertical depth of 3187 metres below the sea surface, and was terminated in the Lunde formation in the Upper Triassic.
34/8-17 S ble boret til et vertikalt dyp av 3187 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Lundeformasjonen i øvre trias.
The water depth is 378 metres.
Havdypet er 378 meter.
Well 34/8-17 S was drilled by the COSL Pioneer drilling facility, which will now drill a sidetrack to a production target in the Visund field.
Brønn 34/8-17 S ble boret av boreinnretningen COSL Pioneer, som nå skal foreta en sidestegsboring til et produksjonsmål i Visundfeltet.
The well was drilled about 5.5 kilometres north of the Fram field in the northern North Sea, and about 130 kilometres northwest of Bergen.
Brønnen er boret om lag 5,5 kilometer nord for Framfeltet i nordlige Nordsjøen og om lag 130 kilometer nordvest for Bergen.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (intra- Draupne formation sandstones).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (intra Draupneformasjonens sandsteiner).
The well was drilled from production licence 248 C, with exploration target in licence 090 B.
Brønnen er boret fra utvinningstillatelse 248 C med letemål i tillatelse 090 B.
The well encountered approx. 9-metres net intra-Draupne formation sandstones with relatively good reservoir properties.
Brønnen påtraff om lag 9 meter netto intra Draupneformasjonen sandsteiner med relativt gode reservoaregenskaper.
Only traces of petroleum were encountered.
Det ble kun påtruffet spor av petroleum.
The well is the first exploration well in production licence 248 C, which in 2013 was carved out of production licence 248, awarded in the 1999 North Sea Awards.
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 248 C, som i 2013 ble fradelt tillatelsen 248 som ble tildelt i Nordsjøtildelingene 1999.
The well was drilled to a vertical depth of 3211 metres below sea level and was terminated in the Heather formation in the Upper Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3211 meter under havflaten og ble avsluttet i Heatherformasjonen i øvre jura.
Water depth is 367 metres.
Havdypet er 367 meter.
Well 35/11-16 S was drilled by the Songa Trym drilling facility, which will now proceed to the adjacent production licence 90 to drill wildcat well 35/11-17, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 35/11-16 S ble boret av boreinnretningen Songa Trym som nå skal til den tilgrensende utvinningstillatelsen 90 for å bore undersøkelsesbrønn 35/11-17 der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well was drilled about one kilometre south of the Fram field in the North Sea.
Brønnen er boret om lag en kilometer sør for Framfeltet i Nordsjøen.
The well’s primary exploration target was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Brent group).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Brentgruppen).
The secondary target was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Fensfjord formation).
Sekundært mål var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Fensfjordformasjonen).
The well encountered a 48-metre gross oil column in the Brent group, 10 metres of which has good reservoir quality in the Etive and Rannoch formations.
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på 48 meter i Brentgruppen, hvorav 10 meter med god reservoarkvalitet i Etive-og Rannochformasjonen.
A 38-metre gross oil column was encountered in the Fensfjord formation, 20 metres of which has good reservoir quality.
I Fensfjordformasjonen ble en brutto oljekolonne på 38 meter påtruffet, hvorav 20 meter av god reservoarkvalitet.
Oil/water contact was established in both the primary and secondary exploration targets.
Olje/vann-kontakten ble påtruffet både i primært og sekundært letemål.
An approx. 10-metre oil column was also encountered in Lower Jurassic reservoir rocks (the Oseberg formation) with good reservoir quality.
I tillegg ble det påtruffet en om lag 10 meter oljekolonne i nedre jura reservoarbergarter (Osebergformasjonen) med god reservoarkvalitet.
The preliminary size of the discovery has been estimated at between one and three million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom en og tre millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees in production licence 090 will evaluate the discovery along with nearby prospects with a view toward further development.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 090 vil vurdere funnet sammen med prospekter i nærheten med tanke på en videre utbygging.
The well was drilled to a vertical depth of 2889 metres below the sea surface, and was terminated in the Cook formation in the Lower Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2889 meter under havflaten, og ble avsluttet i Cookformasjonen i nedre jura.
Water depth is 357 metres.
Havdypet er 357 meter.
Well 35/11-17 was drilled by the Songa Trym drilling facility, which will move on to drill production well 35/11-A-31 in the same production licence, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 35/11-17 ble boret av boreinnretningen Songa Trym som nå skal bore produksjonsbrønn 35/11-A-31 i samme utvinningstillatelse, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The appraisal wells are being drilled in the North Sea, about 40 kilometres north of the Troll field and two kilometres southeast of the discovery well.
Avgrensningsbrønnene er boret i Nordsjøen, om lag 40 kilometer nord for Trollfeltet og to kilometer sørøst for funnbrønnen.
The discovery was proven in the spring of 2012 in two Late Jurassic sandstone layers in the Heather formation.
Funnet ble påvist våren 2012 i to sandsteinslag i Heatherformasjonen av senjura alder.
Appraisal well 35/9-10 S was drilled in the southeastern part of the "Skarfjell structure" and sidetrack 35/9-10 A near the top of the structure in the southwestern part.
Avgrensningsbrønn 35/9-10 S ble boret i sørøstlig del av "Skarfjellstrukturen" og sidesteget 35/9-10 A nær toppen av strukturen i den sørvestlige delen.
Before well 35/9-10 S was drilled, the resource estimate for the discovery was between 10 and 25 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil.
Før brønn 35/9-10 S ble boret, var ressursanslaget for funnet mellom 10 og 25 millioner standard kubikkmeter (Sm3)utvinnbar olje.
The objective of the two wells was to examine thickness, properties, fluid content and depth to the Upper Jurassic reservoir to define the extent of the discovery to the south, and clarify whether the discovery has a gas cap.
Hensikten med de to brønnene var å undersøke tykkelse, egenskaper, væskeinnhold og dyp til øvre jura reservoaret for å definere funnets utbredelse mot sør og avklare om funnet har en gasskappe.
Well 35/9-10 S encountered a 13-metre (gross) gas column and an oil column of 49 metres (gross) in three thin sandstones in the upper “Intra Heather” with reservoir quality as expected.
Brønn 35/9-10 S påtraff en 13 meter (brutto) gasskolonne og en oljekolonne på 49 meter (brutto) i tre tynne sandsteiner i øvre "Intra Heather" med reservoarkvalitet som forventet.
Pressure data shows that this area has a lower reservoir pressure and is not in direct communication with the western and northern part of the discovery.
Trykkdata viser at dette området har et lavere reservoartrykk og ikke er i direkte kommunikasjon med den vestlige og nordlige delen av funnet.
Well 35/9-10 A encountered a 59-metre (gross) gas column in the upper "Intra Heather" sandstone with better than expected reservoir quality.
Brønn 35/9-10 A påtraff en 59 meter (brutto) gasskolonne i den øvre "Intra Heather"-sandsteinen med reservoarkvalitet bedre enn forventet.
Pressure data indicates that the proven gas cap is in communication with the oil zone proven in 35/9-7 and in appraisal well 35/9-8 in the northern part of the discovery.
Trykkdata indikerer at den påviste gasskappen er i kommunikasjon med oljesonen påvist i 35/9-7 og i avgrensningsbrønn 35/9-8 på den nordlige delen av funnet.
The lower "Intra Heather" sandstone is only four metres thick, contains oil and has poorer reservoir quality than expected.
Den undre "Intra Heather"-sandsteinen er bare fire meter mektig, inneholder olje og har reservoarkvalitet dårligere enn forventet.
Preliminary calculations place the size of the discovery between 10 and 23 million Sm3 of recoverable oil and condensate, and between 8 and 15 billion Sm3 of recoverable gas.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 10 og 23 millioner Sm3 utvinnbar olje og kondensat, og mellom 8 og 15 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The wells were not formation-tested, but extensive data acquisition and sampling have been carried out.
Brønnene ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees will assess the discovery together with other nearby discoveries for possible development solutions.
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn i nærheten for mulige utbyggingsløsninger.
This is the third exploration well in production licence 418.
Dette er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 418.
Appraisal well 35/9-10 S was drilled to a vertical and measured depth of 2837 and 3595 metres below the sea surface, respectively.
Avgrensningsbrønn 35/9-10 S ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 2837 og 3595 meter under havflaten.
Appraisal well 35/9-10 A was drilled to a vertical and measured depth of 2835 and 3179 metres below the sea surface, respectively.
Avgrensningsbrønn 35/9-10 A ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 2835 og 3179 meter under havflaten.
Both wells were terminated in the Rannoch formation in the Middle Jurassic.
Begge brønnene ble avsluttet i Rannochformasjonen i midtre jura.
Water depth is 365 metres.
Havdypet er 365 meter.
The wells were drilled by Transocean Arctic, which will proceed to production licence 586 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6406/12-3 S where VNG Norge AS is the operator.
Brønnene ble boret av Transocean Arctic, som skal til utvinningstillatelse 586 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6406/12-3 S der VNG Norge AS er operatør.
The discovery was proven in Jurassic reservoir rocks in the winter of 2010.
Funnet ble påvist i jura reservoarbergarter vinteren 2010.
Appraisal wells 35/9-11 S and 35/9-11 A were drilled 1.7 kilometres southwest of the 35/9-6 S discovery well.
Avgrensningsbrønnene 35/9-11 S og 35/9-11 A ble boret 1,7 kilometer sørvest for funnbrønnen 35/9-6 S.
Before wells 35/9-11 S and A were drilled, the operator’s resource estimate for the discovery was between 2 and 10 million Sm3 recoverable oil equivalents.
Før brønnene 35/9-11 S og A ble boret, var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 2 og 10 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
Well 35/9-11 A was drilled 30 metres from 35/9-11 S for optimal core samples.
Brønn 35/9-11 A ble boret 30 meter fra 35/9-11 S for å optimalisere kjernetakinga.
The objective of the wells was delineating the 35/9-6 S discovery to the southwest by proving additional resources and reducing the uncertainty regarding reservoir thicknesses and properties.
Hensikten med brønnene var å avgrense 35/9-6 S-funnet mot sørvest ved å påvise tilleggsressurser og redusere usikkerheten i reservoartykkelser og -egenskaper.
Wells 35/9-11 S and 35/9-11 A encountered oil in the Heather formation, Brent Group, Drake formation and top part of the Cook formation and Statfjord Group in Jurassic reservoir rocks.
Brønnene 35/9-11 S og 35/9-11 A traff på olje i Heatherformasjonen, Brentgruppen, Drake- og øvre del av Cookformasjonen og Statfjordgruppen i jura reservoarbergarter.
The reservoirs have different pressure regimes.
Reservoarene har ulike trykkregimer.
Formation water was encountered in the lower part of the Cook formation, but no oil/water contact was encountered in the other formations.
Formasjonsvann ble påtruffet i nedre del av Cookformasjonen, men ellers ble det ikke påtruffet noen olje/vann-kontakt i de andre formasjonene.
The reservoir quality in the Heather, Tarbert, Etive, Cook formations and Statfjord Group is poor.
Reservoarkvaliteten i Heather-, Tarbert-, Etive-, Cookformasjonene og Statfjordgruppen er dårlig.
Pressure data indicates that there is no communication with the northern part of the 35/9-6 S discovery.
Trykkdata indikerer at det ikke er kommunikasjon til den nordlige delen av funnet 35/9-6 S.
The resources in the discovery will now be evaluated based on the results from the new wells.
Ressursene i funnet vil nå bli evaluert basert på resultatene fra de nye brønnene.
These are the second and third exploration wells in production licence 420.
Dette er den andre og tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 420.
The licence was awarded in February 2007 (APA 2006).
Tillatelsen ble tildelt i februar 2007 (TFO 2006).
Appraisal wells 35/9-11 S and 35/9-11 A were drilled to respective vertical depths of 3733 and 3795 metres below the sea surface with associated measured depths of 3800 and 3860 metres below the sea surface.
Avgrensningsbrønnene 35/9-11 S og 35/9-11 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 3733 og 3795 meter under havflaten med tilhørende målt dyp på 3800 og 3860 meter under havflaten.
35/9-11 S was terminated in the Dunlin Group and 35/9-11 A in the Statfjord Group, both in Lower Jurassic.
35/9-11 S ble avsluttet i Dunlingruppen og 35/9-11 A i Statfjordgruppen, begge i nedre jura.
Water depth is 368 metres.
Havdypet er 368 meter.
The wells were temporarily plugged and abandoned.
Brønnene ble midlertidig plugget og forlatt.
The wells were drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now proceed to production licence 554 in the northern North Sea to drill appraisal well 34/6-3 S, where Total E&P Norge AS is the operator.
Brønnene ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson, som skal til utvinningstillatelse 554 i nordlige Nordsjøen for å bore avgrensningsbrønn 34/6-3 S, der Total E&P Norge AS er operatør.
The well was drilled about 20 kilometres southwest of the Gjøa field in the North Sea and about 80 kilometres southwest of Florø.
Brønnen er boret om lag 20 kilometer sørvest for Gjøafeltet i Nordsjøen og omlag 80 kilometer sørvest for Florø.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (Intra Heather formation sandstone).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (intra Heatherformasjonen sandstein).
Well 35/9-12 S encountered reservoir rocks in two sandstone layers in the Heather formation, both of good quality and with traces of petroleum.
Brønn 35/9-12 S påtraff reservoarbergarter i to sandsteinslag i Heatherformasjonen, begge av god kvalitet og med spor av petroleum.
This is the fourth exploration well in production licence 420.
Dette er den fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 420.
Well 35/9-12 S was drilled to vertical and measured depths of 3423 and 3531 metres below sea level, respectively and was terminated in the Rannock formation in the Middle Jurassic.
Brønnen 35/9-12 S ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 3423 og 3531 meter under havflaten og ble avsluttet i Rannockformasjonen i midtre jura.
Water depth at the site is 358 metres.
Havdypet er 358 meter.
Well 35/9-12 S was drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now drill wildcat well 6406/6-4 in production licence 510 in the Norwegian Sea, where Maersk Oil Norway AS is the operator.
Brønn 35/9-12 S ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6406/6-4 i utvinningstillatelse 510 i Norskehavet, der Maersk Oil Norway AS er operatør.
Contact in the NPD
Kontaktperson i Oljedirektoratet
Ormen Lange was proven in 1997 and has been producing since 2007.
Ormen Lange ble påvist i 1997 og har vært i produksjon siden 2007.
The reservoir is in Lower Paleocene and Upper Cretaceous reservoir rocks (Våle formation’s ‘Egga reservoir unit’ and ‘Våle heterolithics’, as well as the Jorsalfare formation).
Reservoaret er i nedre paleocen og øvre kritt reservoarbergarter (Våleformasjonens ‘Egga reservoarenhet’ og ‘Våle heterolithics’ samt Jorsalfareformasjonen).
The field is located at water depths of 600 to 1100 metres in the southern part of the Norwegian Sea, and about 130 kilometres northwest of Kristiansund.
Feltet ligger på 600 til 1100 meters vanndyp i den sørlige delen av Norskehavet, og om lag 130 kilometer nordvest for Kristiansund.
The well was drilled about seven kilometres south-southeast of the southernmost subsea template on the field.
Brønnen ble boret om lag sju kilometer sør-sørøst for sørligste brønnrammen på feltet.
The objective of well 6305/8-2 was to delineate the field to the south, as it was unclear whether the area was optimally drained or not by existing production wells.
Hensikten med brønn 6305/8-2 var å avgrense feltet mot sør, da det var uklart om området var drenert eller ikke optimalt drenert av eksisterende utvinningsbrønner.
The well encountered a 28-metre gas column with an underlying water zone in the ‘Egga reservoir unit’ with very good reservoir quality.
Brønnen påtraff en gasskolonne på 28 meter med en underliggende vannsone i ‘Egga reservoarenhet’ med meget god reservoarkvalitet.
Both ‘Våle heterolithics’ and the Jorsalfare formation were aquiferous with very good and ranging from poor to very good reservoir quality, respectively.
Både ‘Våle heterolithics’ og Jorsalafareformasjonen var vannførende med henholdsvis meget god og varierende fra dårlig til meget god reservoarkvalitet.
The water zone is 70 metres in total.
Vannsonen er til sammen på om lag 70 meter.
Preliminary well results do not provide a basis for changing the expected recoverable reserves from Ormen Lange.
Foreløpige brønnresultater gir ikke grunnlag for endringer av de forventede utvinnbare reserver fra Ormen Lange.
The licensees will consider further expansion of this area of the field with a tie-in to the southernmost subsea template on the field.
Rettighetshaverne vil vurdere en videre utvikling av dette området av feltet med en tilknytning til den sørligste bunnrammen på feltet.
This is the ninth exploration well drilled on the Ormen Lange field and the second appraisal well drilled in production licence 250, which was awarded in the 15th round in 1999.
Dette er den niende letebrønnen som er boret på Ormen Langefeltet og den andre avgrensningsbrønnen boret i utvinningstillatelsen 250 som ble tildelt i 15. runde i 1999.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 3037.5 metres below the sea surface, and was terminated in the Kyrre formation in Upper Cretaceous.
Avgrensningsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3037,5 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Kyrreformasjonen i øvre kritt.
Water depth is 615 metres.
Havdypet er 615 meter.
Well 6305/8-2 was drilled by the Transocean Barents drilling facility, which will now proceed to the Draugen field in the Norwegian Sea to permanently plug production well 6407/9-A-53-H in production licence 093, where A/S Norske Shell is the operator.
Brønnen 6305/8-2 ble boret av boreinnretningen Transocean Barents, som nå skal til Draugenfeltet i Norskehavet for å permanent plugge utvinningsbrønn 6407/9-A-53-H i utvinningstillatelse 093, der A/S Norske Shell er operatør.
Section 8 of the Resource Management Regulations.
Ressursforskriften § 8
Wellbore 7125/4-1 will be drilled from the Polar Pioneer drilling facility at position coordinates 71 33 00.6 " N and 25 14 22.2" E.
Brønnbane 7125/4-1 skal bores fra boreinnretningen Polar Pioneer i posisjon 71 33 00,6 " N og 25 14 22,2" Ø
The drilling program for wellbore 7125/4-1 calls for drilling one wildcat well.
Boreprogrammet for brønnbane 7125/4-1 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn.
Hydro is the operator with a 30 per cent ownership interest, along with Eni with 30 per cent, BG with 20 per cent and Petoro with 20 per cent.
Hydro er operatør med 30 prosentandel og Eni med 30 prosent, BG med 20 prosent og Petoro med 20 prosent.
The area in this production licence consists of blocks 7124/6 and 7125/4 and 5, which are situated north-east of the Goliat discovery.
Arealet i denne utvinningstillatelsen består av blokkene 7124/6 og 7125/4 og 5, som ligger nordøst for Goliatfunnet.
Production licence 393 was awarded in the 19th licensing round in 2006.
Utvinningstillatelse 393 ble tildelt i 19. tildelingsrunde i 2006
Well 7125/4-1 is the first exploration well in this production licence.
Brønn 7125/4-1 er den første letebrønnen i denne utvinningstillatelsen.