natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Press contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel +47 51 87 60 00
Pressekontakt i Oljedirektoratet: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 60 00
The well is located about 16 km north of the Njord field in the Norwegian Sea, and proved gas/condensate.
Brønnen, som påviste gass/kondensat, er lokalisert om lag 16 kilometer nord for Njordfeltet i Norskehavet.
The objective of the well was to prove gas/condensate in reservoir strata from the Middle to Lower Jurassic in a prospect called Noatun.
Hensikten med brønnen var å påvise gass/kondensat i midtre til nedre jura reservoarbergarter i et prospekt kalt Noatun.
The well has been formation-tested (mini DST) and extensive data acquisition and sampling have been performed.
Brønnen har blitt formasjonstestet (mini DST) og det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
A sidetrack will be drilled in an attempt to establish the gas/water contact and the size of the discovery.
Det skal bores et sidesteg for å prøve å fastslå gass/vann-kontakten og størrelsen på funnet.
The well was drilled to a vertical depth of 5110 metres below the sea surface, and was concluded in the Åre formation in the Lower Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 5110 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
The well was drilled using the semi-submersible drilling facility West Alpha, which will continue to work in production licence 107, with the drilling of sidetrack well 6407/7-8A.
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha, som fortsetter operasjonen i utvinningstillatelse 107 med boring av sidesteg 6407/7-8A.
Licensees in production licence 107 (see NPD's fact-pages)
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 107 (se OD's faktasider)
StatoilHydro ASA, operator of production licence 263, has concluded drilling of wildcat well 6507/11-9.
StatoilHydro ASA, operatør av utvinningstillatelse 263, har avsluttet boringen av undersøkelsesbrønn 6507/11-9.
The well is situated about five kilometres north-west of Midgard, which is part of the Åsgard field in the Norwegian Sea.
Brønnen ligger om lag fem kilometer nordvest for Midgard som er en del av Åsgardfeltet i Norskehavet.
The well was not formation-tested, but extensive data collection and sampling were carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees in the production licence will consider producing the discovery in conjunction with the Åsgard field.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen vil vurdere å produsere funnet mot Åsgardfeltet.
The well was drilled to a vertical depth of 3040 m below the sea surface, and was concluded in rocks from the Lower Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3040 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter fra nedre jura.
The water depth at the site is 299 m.
Havdypet er 299 meter.
Well 6507/11-9 was drilled by the West Alpha drilling facility, which will now proceed to production licence 348 in the Norwegian Sea to drill wildcat wells 6407/8-4 S and A, operated by StatoilHydro ASA.
Brønn 6507/11-9 ble boret av boreinnretningen West Alpha som nå skal til utvinningstillatelse 348 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønnene 6407/8-4 S og A der StatoilHydro ASA er operatør.
The licensees in production licence 263.
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 263.
- Bayerngas Norge AS: 30% - StatoilHydro ASA: 30% - StatoilHydro Petroleum AS: 40%
- Bayerngas Norge AS: 30% - StatoilHydro ASA: 30% - StatoilHydro Petroleum AS: 40%
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel.
Kontakt i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel.
The well was drilled in a prospect called ”Obesum” in block 7222/6, approximately 175 kilometres northwest of Hammerfest.
Brønnen ble boret på et prospekt kalt ”Obesum” i blokk 7222/6, om lag 175 kilometer nord-nordvest for Hammerfest.
The purpose of the well was to prove hydrocarbons in sandstone from the Middle and Late Triassic period.
Formålet med brønnen var å påvise hydrokarboner i sandsteiner av mellom- og sentrias alder.
The well proved hydrocarbons in sandstone from the Middle Triassic period.
Brønnen påviste hydrokarboner i sandsteiner av mellomtrias alder.
An evaluation and analyses will be carried out to establish the resource potential of the discovery.
Det vil bli gjennomført evaluering og analyser for å avklare ressurspotensialet i funnet.
The drilling of another wildcat well is being planned in the production licence in 2008.
Det er planlagt ytterligere en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelsen i løpet av 2008.
This is the first exploration well in production licence 228.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 228.
Production licence 228 was awarded in the Barents Sea project in 1997, with Saga Petroleum AS as operator.
Utvinningstilatelse 228 ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997, med Saga Petroleum ASA som operatør.
Wildcat well 7222/6-1 S was drilled to a total depth of 2825 metres below the sea surface and was completed in rocks from the Early Triassic period.
Undersøkelsesbrønn 7222/6-1 S ble boret til et totalt dyp på 2825 meter under havoverflaten og ble avsluttet i bergarter fra tidligtrias.
Well 7222/6-1 S was drilled with the drilling facility Polar Pioneer at a water depth of 364 metres.
Brønn 7222/6-1 S ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 364 meters vanndyp.
Polar Pioneer will now drill appraisal well 7123/4-1 S in production licence 110C where StatoilHydro is operator.
Polar Pioneer skal nå bore avgrensningsbrønn 7123/4-1 S i utvinningstillatelse 110C der StatoilHydro er operatør.
+ 47 51876100
51876100
The well encountered gas and oil in the upper parts of the Brent Group, and was concluded in Middle Jurassic rocks.
Brønnen påviste olje og gass i øvre deler av Brent-gruppen fra midtre jura.
The well has been plugged and abandoned, and tie-in to the facilities in the nearby area is being evaluated.
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.
Licensees in production licence PL 104
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL 104
- ConocoPhillips Skandinavia AS: 2.4% - Mobil Development Norway AS: 4.7% - Total E&P Norge AS: 10% - StatoilHydro ASA: 15.3% - Petoro AS: 33.6% - StatoilHydro Petroleum AS: 34%
- ConocoPhillips Skandinavia AS: 2.4% - Mobil Development Norway AS: 4.7% - Total E&P Norge AS: 10% - StatoilHydro ASA: 15.3% - Petoro AS: 33.6% - StatoilHydro Petroleum AS: 34%
Press contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel + 47 51 87 60 00
Pressekontakt i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tel 51 87 60 00
The well is located about 20 km north-east of the 15/3-1 S Gudrun discovery in the North Sea.
Brønnen ligger drøyt 20 kilometer nordøst for funnet 15/3-1 S Gudrun i Nordsjøen.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in the Middle Jurassic and Upper Triassic (in a prospect called Draupne).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre jura og i øvre trias (i et prospekt kalt Draupne).
The well proved light oil with a small gas cap in Middle Jurassic reservoir rocks.
Brønnen påviste lett olje med en mindre gasskappe i midtre jura reservoarbergarter.
It is too early to indicate the size of the discovery as the well did not confirm the oil/water contact.
Da olje/vann-kontakten ikke ble påvist i brønnen, er det for tidlig å kunne oppgi størrelsen på funnet.
The secondary exploration target was to prove petroleum in the Paleocene, which was dry.
Sekundært letemål var å påvise petroleum i paleocene, som var tørr.
The well was not formation-tested, but data was collected in the form of core and fluid samples.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling med kjerneprøver og væskeprøver.
The discovery will now be mapped in detail prior to planning a potential appraisal well to determine the size of the discovery, as well as to obtain additional reservoir data.
Funnet vil nå bli kartlagt i detalj før en aktuell avgrensingsbrønn blir planlagt boret for å avklare størrelsen på funnet og for å skaffe ytterligere reservoardata.
The well was drilled to a vertical depth of 2511 metres below the sea surface, and was concluded in the Skagerrak formation in the Upper Triassic.
Brønn ble boret til et vertikalt dyp av 2511 meter under havflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
Water depth at the site was 111 metres.
Havdypet var 111 meter.
Well 16/1-9 was drilled by the Bredford Dolphin drilling facility, which will now proceed to production licence 373 S in the northern North Sea to drill wildcat well 34/3-1 S operated by BG Norge.
Brønn 16/1-9 ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal til utvinningstillatelse 373 S i den nordlige delen av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 34/3-1 S der BG Norge er operatør.
Section 4 shall read:
1514.
The amendments enter into force from 1 January 2010.
Endringene gjelder fra 1. januar 2010.
The purpose of the well was to prove petroleum in Paleogene reservoir rocks.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i paleogene reservoarbergart.
The well proved oil.
Brønnen påviste olje.
The size of the discovery is estimated to 3 - 5 million Sm3 of recoverable oil.
Størrelsen på funnet er beregnet til 3 - 5 millioner Sm3 utvinnbare olje.
The discovery is interesting and may, seen in the context of other discoveries in the area, have potential for further development.
Funnet er interessant og kan, sett i sammenheng med andre funn i området, være aktuell for videre utvikling.
The well is the 13th exploration well in production licence 169.
Brønnen er den 13. letebrønnen i utvinningstillatelse 169.
The licence was awarded in the 13th licensing round in 1991.
Tillatelsen ble tildelt i 13. konsesjonsrunde i 1991.
The well was not formation tested, but comprehensive data collection and sampling have been carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The well was drilled to a vertical depth of 1804 metres below sea level and terminated in Paleogene rocks.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1804 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av paleogen alder.
The sea depth is 125 metres.
Havdypet er 125 meter.
Well 25/11-25 S was drilled by the semisubmersible drilling facility Transocean Winner, which will now drill wildcat well 25/11-25 A, as a sidestep, to prove petroleum in a nearby prospect in the same production licence.
Brønn 25/11-25 S ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Winner, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 25/11-25 A, som sidesteg, for å påvise petroleum i et nærliggende prospekt i samme utvinningstillatelse.
The purpose of the well was to prove petroleum in a prospect called “Ipswich” in reservoir rocks of Paleocene Age.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i et prospekt kalt ”Ipswich” i reservoarbergarter av paleocene alder.
The well proved an oil column of at least 60 metres with reservoir properties comparable to the reservoir rocks in the “Oselvar” discovery.
Brønnen påviste minst 60 meter oljekolonne med reservoaregenskaper som ligner reservoarbergartene i ”Oselvar”-funnet.
The well was not tested, but the discovery in the main well was further explored by a sidetrack well where coring, pressure measurement and liquid sampling were carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men funnet i hovedbrønnen ble videre undersøkt med en sidestegsboring hvor kjernetagning og innsamling av væske og trykkprøver ble foretatt.
Further investigations are necessary to determine if the discovery is commercial.
Det er nødvendig med videre vurderinger/undersøkelser for å fastslå om funnet er drivverdig.
The well is the third exploration well to be drilled in production licence 274.
Brønnen er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 274.
The licence was awarded in the North Sea Awards 2001(NSA2001).
Tillatelsen ble tildelt 15.3.2002 (NST2001).
The main well was drilled to a vertical depth of 3232 metres and the sidetrack to 3465 metres subsea, and both were terminated in rocks of early Paleocene age.
Hovedbrønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3232 meter og sidesteget til 3465 m under havflaten og begge ble avsluttet i bergarter av tidlig paleocene alder.
The water depth was 72 metres.
Havdypet var 72 meter.
The wells will be permanently plugged and abandoned.
Brønnene vil nå bli permanent plugget og forlatt.
The wells 1/3-11 and 1/3-11 T2 were drilled by the Mærsk Guardian facility which will move to production licence 289 to drill wildcat well 3/7-7 for DONG E&P Norge AS.
Brønnene 1/3-11 og 1/3-11 T2 ble boret av boreinnretningen Mærsk Guardian som nå skal til utvinningstillatelse 289 helt sør i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 3/7-7 for DONG E&P Norge AS.
The well, located south of the Varg field, proved a gas and oil accumulation in reservoirs of Jurassic (Sleipner fm.) and Triassic (Skagerrak fm.) age.
Brønnen påviste gass og olje i bergarter av jura (Sleipner-formasjonen) og trias alder (Skagerrak-formasjonen).
Field development studies are already initiated to progress a potential development of the discovery.
Det er satt i gang studier for å vurdere utbygging av funnet.
Production License 292 was awarded in the North Sea licensing round in 2002 to DNO as operator.
Utvinningstillatelse 292 ble tildelt i nordsjøtildelingene i 2002 til DNO som operatør.
Press contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel +47 51 87 60 00
Pressekontakt i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tel 51 87 60 00
The well is located 10 km north of Troll.
Brønnen er lokalisert 10 kilometer nord for Troll.
The purpose of this well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks in the ”C Øst” prospect.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter i prospektet ”C Øst”.
The well proved petroleum.
Brønnen påviste petroleum.
The size of the discovery is from 3 – 6 million Sm3 oil equivalents, most of which is oil.
Størrelsen på funnet er mellom 3 og 6 millioner Sm3 oljeekvivalenter, hvorav mesteparten er olje.
The licensees in the production licence will consider producing the discovery to the Fram field.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen vil vurdere å produsere funnet mot Framfeltet.
Many exploration wells have been drilled in production licence 090.
Det er boret mange letebrønner i utvinningstillatelse 090.
The well was drilled to a vertical depth of 2525 m below the sea surface, and was concluded in the Early Jurassic.
Brønn ble boret til et vertikalt dyp av 2525 meter under havflaten, og ble avsluttet i tidlig jura.
The part of the well that encountered the exploration target will now be permanently plugged and abandoned.
Den delen av brønnen som påtraff letemålet blir nå permanent plugget og forlatt.
Well 35/11-B23-H was drilled using the Bideford Dolphin drilling facility, which will now continue drilling on Fram.
Brønn 35/11-B23-H ble boret av boreinnretningen Bideford Dolphin som fortsetter boringen på Fram.
The licensees in production licences 090 & 090 D are:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 090 & 090 D er:
StatoilHydro ASA:
StatoilHydro ASA:
20 per cent
20 prosent
StatoilHydro Petroleum AS:
StatoilHydro Petroleum AS:
25 per cent
25 prosent
Gaz de France Norge AS:
Gaz de France Norge AS:
Idemitsu Petroleum Norge AS:
Idemitsu Petroleum Norge AS:
Mobil Development Norway AS:
Mobil Development Norway AS:
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, +47 51876100
Kontakt i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51876100
The well, located north-east of the Snorre field in the northern North Sea, proved an oil accumulation in a reservoir of Jurassic age.
Brønnen påviste olje i bergarter av Jura alder.
A comprehensive data acquisition programme has been carried out.
Et omfattende datainnsamlingsprogram er utført, og brønnen er produksjonstestet.
Production license 373 S was awarded in the Awards in Pre-defined Areas (APA) licensing round in 2005.
Utvinningstillatelse 373 S ble tildelt i TFO i 2005.
The well will be permanently plugged and abandoned following the sidetrack.
Etter sidesteget skal brønnen plugges og forlates.
The Bredford Dolphin rig will then move to PL 338 and drill appraisal well 16/1-8 for Lundin.
Bredford Dolphin flyttes deretter til utvinningstillatelse 338 for å bore avgrensningsbrønn 16/1-8 for Lundin Norway AS.
Licensees in Production licence 373 S (See NPD's fact-pages)
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 373 S (se OD's faktasider)
Press contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel +47 51 87 61 00
Pressekontakt i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tel 51 87 61 00
The purpose of the well was to prove petroleum in Upper Cretaceous reservoir rocks.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter.
The well was a planned sidetrack to a deeper prospect, following the discovery of 8 – 14 billion Sm3 of recoverable gas in October 2008 by means of the discovery well 6707/10-2 S in the Upper Cretaceous (Nise formation) in a prospect called Haklang.
Brønnen var et planlagt sidesteg til et dypereliggende prospekt etter at det i oktober 2008 ble påvist 8 – 14 milliarder Sm3 utvinnbar gass med funnbrønnen 6707/10-2 S i øvre kritt (Niseformasjonen) i et prospekt kalt Haklang.
6707/10-2 A proved gas of medium quality in Upper Cretaceous reservoir rocks.
6707/10-2 A påviste gass i øvre kritt reservoarbergarter av middels god kvalitet.
It proved a 38-metre column in the lower part of the Nise formation.
De påviste 38 meter kolonne i nedre del av Niseformasjonen.
The well was not formation-tested, but extensive data collection and sampling have been performed.
Brønnen er ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetakning.
Further evaluation is needed to determine whether the discovery is commercially viable, viewed in context with a potential field development of the 6707/10-2 S (Haklang) discovery, and the nearby discoveries 6707/10-1 (Luva) and 6706/12-1 (Snefrid Sør).
Det er nødvendig med videre vurderinger for å fastslå om funnet er drivverdig sett i sammenheng med en mulig feltutbygging av funnet 6707/10-2 S (”Haklang”) og de nærliggende funnene 6707/10-1 (”Luva”) og 6706/12-1 (”Snefrid Sør”).
The well was drilled to a vertical depth of 4325 metres below the sea surface, and was concluded in the lower portions of the Nise formation in Upper Cretaceous strata.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 4325 meter under havflaten, og ble avsluttet i nedre deler av Niseformasjonen i øvre kritt.
Water depth at the site is 1248 metres.
Havdypet er 1248 meter.
The well was drilled by the Transocean Leader, which will now drill wildcat well 6605/1-1 in production licence 328, where StatoilHydro ASA is the operator.
Brønnen ble boret av Transocean Leader som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6605/1-1 i utvinningstillatelse 328, der StatoilHydro ASA er operatør.
Licensees in production licence 218 (see NPD's fact pages)
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 218 (se OD's faktasider)
In addition to being a development well, the well also had two exploration targets in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks.
I tillegg til å være utvinningsbrønn, hadde brønnen to letemål i midtre og nedre jura reservoarbergarter.
Oil was proven in the upper segments of the Brent group.
Det ble påvist olje i øvre deler av Brentgruppen.
The size of the discovery is probably 0.3 – 1 million Sm3 of recoverable oil.
Størrelsen på funnet er trolig mellom 0,3 – 1 million Sm3 utvinnbar olje.
The production licence was awarded in the 4th licensing round in 1979.
Utvinningstillatelsen ble tildelt i 4. konsesjonsrunde i 1979.
The well was drilled to a vertical depth of 2513 metres below the sea surface, and was concluded in the Statfjord group in the Lower Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2513 meter under havflaten, og ble avsluttet i Statfjordgruppen i nedre jura.
Water depth at the site is 137 metres.
Havdypet er 137 meter.
The well will now be completed and brought on-stream.
Brønnen blir nå komplettert og satt i produksjon.
The well was drilled from the Brage platform.
Brønnen ble boret fra Brageplattformen.
Licensees in production licence 055 (see NPD's fact pages)
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse PL055 (se OD's faktasider)
The well's primary exploration target was to prove petroleum in Upper Triassic reservoir rocks.
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre triassiske reservoarbergarter.
The secondary exploration target was to prove petroleum in Upper to Middle Jurassic reservoir rocks.
Sekundært letemål var å påvise petroleum i øvre til midtre jura reservoarbergarter.
No petroleum was proven in the primary target, but a small oil column was discovered in the secondary target.
Det ble ikke påvist petroleum i primært mål, men det ble påvist en liten oljekolonne i sekundært mål.
The size of the discovery is between 0.1 - 0.25 million Sm3 recoverable oil.
Størrelsen på funnet er mellom 0,1 og 0,25 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The licensees have already decided to produce the discovery via the Varg field from 5 July 2008, following fast-track approval by the authorities.
Rettighetshaverne har allerede besluttet å produsere funnet mot Vargfeltet fra 5. juli 2008 etter en rask myndighetsgodkjennelse.
The well was drilled to a vertical depth of 3090 m below the sea surface, and was concluded in the Skagerrak formation in the Upper Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3090 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
Well 15/12-20 S was drilled by the jack-up rig Mærsk Giant, which will now drill a new production well on the Varg field where Talisman Energy Norge AS is the operator.
Brønn 15/12-20 S ble boret av den oppjekkbare riggen Mærsk Giant som nå skal bore en ny produksjonsbrønn på Vargfeltet, der Talisman Energy Norge AS er operatør.
The licensees in production licence 038.
Rettighetshavere i uvinninstillatelse 038.
- Det norske oljeselskap ASA: 5% - Petoro AS: 30% - Talisman Energy Norge AS: 65%
- Det norske oljeselskap ASA: 5% - Petoro AS: 30% - Talisman Energy Norge AS: 65%
The discovery, which is probably commercial, lies 16 kilometres north of the Varg field in the North Sea.
Funnet, som sannsynligvis er drivverdig, ligger 16 kilometer nord for Vargfeltet i Nordsjøen.
The purpose of well 15/12-21 A was to delineate and determine the size of the discovery.
Hensikten med brønnen 15/12-21 A var å avgrense og bestemme størrelsen på funnet.
The well encountered oil in the same reservoir rocks as the discovery well, and the oil column increased to 188 metres without the oil/water contact being determined.
Brønnen påtraff olje i samme reservoarbergarter som i funnbrønnen, og oljekolonnen økte til 188 meter uten at olje/vann-kontakten ble avklart.
The appraisal well shows that the size of the discovery probably is within the uncertainty range of 6 – 21 million standard cubic metres of recoverable oil equivalents.
Avgrensingsbrønnen viser at størrelsen på funnet trolig er innenfor usikkerhetsspennet 6-21 millioner standard kubikkmeter utvinnbare oljeekvivalenter.
The well was not formation-tested, but data collection and sampling were carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking.
The discovery is being considered connected to the Varg field or as an independent development.
Funnet blir vurdert tilknyttet Vargfeltet eller som egen utbygging.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 3306 metres below sea level and was concluded in the Skagerrak formation from the Upper Triassic.
Avgrensingsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3306 meter under havflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The well was drilled at a sea depth of 86 metres by the drilling facility Mærsk Guardian.
Brønnen ble boret på 86 meters havdyp av boreinnretningen Mærsk Guardian.
The facility will now move to production licence 316 to drill production well 9/2-D 3H where Talisman is the operator.
Innretningen skal nå til utvinningstillatelse 316 for å bore produksjonsbrønn 9/2-D 3H der Talisman er operatør.
Licensees in production licence 038 D
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 038 D
Press contact in the Norwegian Petroleum Directorate Eldbjørg Vaage Melberg, tel+47 51 87 61 00
Pressekontakt i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tel 51 87 61 00