natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The well did not prove hydrocarbons, and only a thin layer of sandstone was encountered in the potential reservoir zones.
Det ble kun påtruffet tynne lag med sandsteiner i de potensielle reservoarsonene.
This was the first well drilled in this production licence, which was awarded in the 17th licensing round in 2002.
Dette var første brønn i utvinningstillatelse 286 som ble tildelt i 17. konsesjonsrunde i 2002.
The well was drilled to a total depth of 2710 meters below the sea surface, and was concluded in rocks from the Triassic Age.
Brønnen ble boret til et totaldyp på 2710 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av trias alder.
Well 6609/6-1 was drilled by the Polar Pioneer drilling facility in 330 m of water.
Brønn 6609/6-1 ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 330 m vanndyp.
The Polar Pioneer will now proceed to the Snøhvit Unit to drill well 7120/8-4.
Polar Pioneer skal nå til Snøhvit Unit for å bore brønn 7120/8-4.
The licensees in production licence 286 are:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 286 er:
StatoilHydro ASA (Operator)
StatoilHydro ASA (Operatør)
Eni Norge AS
Eni Norge AS
Wintershall Norge AS
Wintershall Norge AS
The well was drilled on a prospect called Bjørk in block 6608/8 about 33 kilometres north of the Norne field.
Brønnen ble boret på et prospekt kalt Bjørk i blokk 6608/8 om lag 33 km nord for Nornefeltet.
The purpose of the well was to prove hydrocarbons in Cretaceous rocks.
Formålet med brønnen var å påvise hydrokarboner i sandsteiner av kritt alder.
Several thick reservoir zones were encountered in Cretaceous rocks.
Det ble påvist flere mektige reservoarsoner i bergarter av kritt alder.
This was the first exploration well in production licence 352.
Dette var den første letebrønnen i utvinningstillatelse 352.
The production licence was awarded in APA 2004 (Award in Predefined Areas).
Utvinningstillatelsen ble tildelt i TFO 2004 (Tildeling i forhåndsdefinerte området)
Well 6608/8-2 was drilled to a total vertical depth of 2809 metres below sea level and was concluded in Late Triassic rocks.
Brønn 6608/8-2 ble boret til et totalt vertikalt dyp på 2809 m under havoverflaten og ble avsluttet i bergarter fra sen-trias.
The well will be permanently plugged and abandoned.
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.
Well 6608/8 was drilled by the drilling facility Ocean Vanguard on a water depth of 337 metres.
Brønn 6608/8-2 ble gjennomført med boreinnretningen Ocean Vanguard på 337 meters vanndyp.
Ocean Vanguard are now on its way to a yard for classification.
Ocean Vanguard skal nå til verft for klassing.
Licensees in production licence 352 are:
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 352 er:
70 %
70 %
Dong E&P Norge AS
Dong E&P Norge AS
30 %
30 %
Wildcat well 6607/2-1 was drilled to a total depth of 3503 metres TVD below the sea surface.
Undersøkelsesbrønn 6607/2-1 ble boret til et totaldyp på 3503 meter TVD under havflaten.
The well was concluded in the Springar formation in rocks of Upper Cretaceou age.
Brønnen ble avsluttet i Springarformasjonen av øvre kritt alder.
Well 6607/2-1 was drilled using the semi-submersible drilling facility Transocean Leader.
Brønn 6607/2-1 ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Leader.
Licensees in production licence 329:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 329 er:
Eni Norge AS (operator)
Eni Norge AS (operatør)
Gaz de France Norge AS
Gaz de France Norge AS
DONG E&P Norge AS
DONG E&P Norge AS
The MoU includes cooperation in the field of geology and geophysics in the high north and is vested on the Energy Dialogue agreement from 2005, between Norwegian Prime Minister and the Russian Federation President.
MoU’en omfatter samarbeid innen geologi og geofysikk i nordområdene og bygger på Energi dialogen mellom Norge og Russland som ble undertegnet av den norske og russiske statsminister i 2005,.
For planning, organization and coordination of cooperation activities it is established a steering committee - Geo Forum, between the two parties.
For å planlegge, gjennomføre og koordinere aktiviteter i samarbeidet, er det etablert en styringsgruppe – Geo Forum, bestående av representanter fra Oljedirektoratet og Rosnedra.
The signing was made by Bente Nyland, Director General NPD and Anatoly Ledovskikh, Director General Rosnedra, in connection with the 33rd International Geological Congress 2008 at Lillestrøm.
Signeringen ble gjort av oljedirektør Bente Nyland og direktør for Rosnedra, Anatoly Ledovskikh, i forbindelse med den 33.
Topics: International Activity
Tema: Internasjonal virksomhet
The well is localised approx. 40 km north of the Ormen Lange field and approx. 30 km south of the Ellida discovery in deep waters in the Norwegian Sea.
Brønnen er lokalisert om lag 40 km nord for Ormen Langefeltet og ca 30 km sør for 6405/7-1 Ellida på dypt vann i Norskehavet.
The purpose of the well was to prove petroleum in the Upper Cretaceous reservoir rocks (the Nise formation) in the "Midnattsol" prospect.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter (Niseformasjonen) i et prospekt kalt Midnattsol.
The well proved gas in the Nise formation in a poor quality reservoir.
Brønnen påviste gass i Niseformasjonen i reservoar med dårlig reservoarkvalitet.
The size of the discovery is not yet clear, but the NPD's preliminary estimates gives an uncertainty range of 1 - 15 billion Sm3 of recoverable gas.
Funnets størrelse er uavklart, men ODs foreløpige anslag gir et usikkerhetspenn på 1 - 15 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
Small-scale formation tests were carried out and showd limited flow properties.
Småskala formasjonstester ble utført og viste begrensede strømningsegenskaper.
Extensive data collection programs will form the basis for further analyses of the discovery's size and production properties.
Omfattende datainnsamlingsprogram blir lagt til grunn for videre analyser av funnets størrelse og produksjonsegenskaper.
It is therefore too soon to conclude whether the discovery can be developed.
Det er derfor for tidlig å konkludere om funnet kan bygges ut.
The well is the second exploration well in production license 281.
Brønnen er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 281.
The license was awarded in the 17th licensing round.
Tillatelsen ble tildelt i 17. konsesjonsrunde.
The well was drilled to a vertical depth of 3158 metres below sea level, and ended in the Nise formation in the Upper Cretaceous.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3158 m under havflaten, og ble avsluttet i Niseformasjonen i øvre kritt.
The sea depth was 928 metres.
Havdypet var 928 m.
Well 6405/10-1 was drilled with the drilling facility Transocean Leader, which will continue to production license 293 in the North Sea to drill wildcat well 34/12-1 for Eni Norge AS following a shipyard stay of approx. 1 month for the 5-year classification.
Brønn 6405/10-1 ble boret med boreinnretningen Transocean Leader som skal til utvinningstillatelse 293 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 34/12-1 av Eni Norge AS etter et verkstedsopphold på ca 1 måned for 5 års klassifisering.
Licensees in production license 281:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 281:
Statoil ASA (operator)
Statoil ASA (operatør)
EON Ruhrgas
EON Ruhrgas
Petoro
Petoro
ConocoPhillips
ConocoPhillips
The well is located approx. one kilometer northeast of the 6507/11-1 Midgard discovery, which is part of the Åsgard field in the Norwegian Sea.
Brønnen ligger cirka 1 kilometer nordøst for funnet 6507/11-1 Midgard, som er en del av Åsgardfeltet i Norskehavet.
The purpose of the well was to prove gas in reservoir rock from the Early to Mid-Jurassic (the Fangst and Båt groups) in a prospect called "Yttergryta".
Hensikten med brønnen var å påvise gass i reservoarbergarter fra tidlig til mellomjura (Fangst- og Båtgruppene) i et prospekt kalt ”Yttergryta”.
The well proved gas in the Fangstgroup from the Mid-Jurassic.
Brønnen påviste gass i Fangstgruppen fra mellomjura.
The preliminary estimates of the find are between one and three billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
De foreløpige anslagene på funnet er mellom 1 og 3 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The plan is to connect the find with the infra-structure on the Åsgård field.
Funnet planlegges knyttet opp til infrastrukturen på Åsgardfeltet.
The well was not formation-tested, but comprehensive data collection and sampling has been undertaken.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The well was drilled as a combined exploration and production well.
Brønnen er boret som en kombinert undersøkelses- og produksjonsbrønn.
It has been temporarily plugged.
Den er midlertidig plugget.
Well completion is planned in 2008.
Det er planlagt å fullføre kompletteringen av brønnen i 2008.
This is the sixth exploration well in production licence 062.
Dette er den sjette letebrønnen i utvinningstillatelse 062.
Saga Petroleum was awarded the licence in the fifth licensing round in 1981.
Tillatelsen ble tildelt Saga Petroleum i femte konsesjonsrunde i 1981.
Well 6507/11-8 was drilled to a total vertical depth of 2749 metres below the sea surface and ended in rock from the Early Jurassic.
Brønn 6507/11-8 ble boret til et totalt vertikalt dyp på 2749 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter fra tidligjura.
Well 6507/11-8 was drilled by the drilling facility Stena Don in 297 metres of water.
Brønn 6507/11-8 ble boret med boreinnretningen Stena Don på 297 meters vanndyp.
The Stena Don will now continue drilling for Statoil ASA on the Åsgard field in the Norwegian Sea.
Stena Don vil nå fortsette med boring for Statoil ASA på Åsgardfeltet i Norskehavet.
The licensees in production licence 062 are:
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 062 er:
31.05%
31,05 %
24.50%
24,50 %
19.95%
19,95%
Norsk Hydro Produksjon AS:
Norsk Hydro Produksjon AS:
14.70%
14,70 %
Eni Norge AS:
Eni Norge AS:
9.80%
9,80 %
The objective of the well was to prove petroleum in Jurassic reservoir rock.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i jura reservoarbergarter.
The well proved gas and condensate in Jurassic reservoir rock.
Brønnen påviste gass og kondensat i jura reservoarbergarter.
The size of the discovery is estimated at 1-6 billion Sm3 recoverable gas and 0.5-2.5 million Sm3 recoverable condensate.
Størrelsen på funnet er anslått til mellom 1 og 6 mrd Sm3 utvinnbar gass og mellom 0,5 og 2,5 mill Sm3 utvinnbar kondensat.
The well was not formation tested, but extensive data collection and sampling were conducted.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees in production licence 107 will consider developing the discovery as additional resources to the Njord field.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 107 vil vurdere å utvikle funnet som tilleggsressurser til Njordfeltet.
The well is the seventh exploration well in production licence 107.
Brønnen er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 107.
The licence was awarded in 1985 in the 9th licensing round.
Tillatelsen ble tildelt i 1985 i 9. konsesjonsrunde.
The well was drilled to a vertical depth of 3646 m below the sea surface, and was concluded in the Lower Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3646m under havflaten, og ble avsluttet i nedre jura.
Sea depth at the site was 334 m.
Havdypet var 334 m.
Well 6407/7-7 S was drilled by the Transocean Winner drilling facility, which will now continue to drill well branch 6407/7-B-1 Y1H on the Northwest flank.
Brønn 6407/7-7S ble boret av boreinnretningen Transocean Winner som nå vil fortsette med boring av brønngren 6407/7-B-1 Y1H på Nordvestflanken.
Licensees in production licence 107:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 107:
E.ON Ruhrgas Norge AS
E.ON Ruhrgas Norge AS
Mobil Development Norway AS
Mobil Development Norway AS
7.5%
07,5%
Endeavour Energy Norge AS
Endeavour Energy Norge AS
2.5%
02,5%
The well proved both oil and gas.
Brønnen påviste både olje og gass.
Hydrocarbons were found in the Realgrunn subgroup of Late Triassic / Early Jurassic age and in the Kobbe formation of Mid Triassic age.
Hydrokarboner ble påtruffet i Realgrunnundergruppen av sen trias/tidlig jura alder og i Kobbeformasjonen av midtre trias alder.
The results from this well are considered promising for the prospectivity in this part of the Barents Sea.
Resultatet fra brønnen vurderes som positivt for prospektiviteten i denne delen av Barentshavet.
The well was not production tested, but extensive data collection and sampling have taken place.
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The collected data will be evaluated and analysed in order to determine the resource potential in discovery as well as further plans for the licence.
Det vil bli gjennomført evaluering og analyse av de innsamlede dataene for å avklare ressurspotensialet i funnet og videre planer for utvinningstillatelsen.
Well 7125/4-1 was drilled with the drilling facility Polar Pioneer at a water depth of 293 m.
Brønn 7125/4-1 ble boret med boreinnretningen Polar Pioneer på 293 m vanndyp.
Polar Pioneer will now be used by Statoil for drilling in the Norwegian Sea.
Polar Pioneer skal nå bore for Statoil i Norskehavet.
The licensees in Production licence 393 are:
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 393 er:
Norsk Hydro Produksjon (operator)
Norsk Hydro Produksjon AS (operatør)
This is the tenth exploration well in production licence 169.
Dette er den 10. letebrønnen i utvinningstillatelse 169.
The primary objective for this well was to investigate the potential for oil in a prospect from the Tertiary Age called Midway, located southwest of the Grane field in the North Sea.
Det primære målet for brønnen var å undersøke potensialet for olje i et prospekt av tertiær alder kalt Midway, lokalisert sørvest for Granefeltet i Nordsjøen.
A secondary objective was to investigate the potential for oil in the underlying Jurassic stratigraphic sequence.
Et sekundært mål var å undersøke potensialet for olje i den underliggende jura-lagrekken.
Wildcat well 25/11-24 was drilled to a total depth of 2091 meters below the sea surface, and was concluded in Jurassic rocks.
Undersøkelsesbrønn 25/11-24 ble boret til et totalt dyp på 2091 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av jura alder.
Insignificant volumes of hydrocarbons were encountered in the Tertiary rocks.
Ubetydelige volumer hydrokarboner ble påtruffet i tertiær.
Well 25/11-24 was drilled by the semi-submersible drilling facility Transocean Winner in 114 meters of water.
Brønn 25/11-24 ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Winner på 114 meters vanndyp.
The Transocean Winner will now drill a wildcat well in production licence 090 in an area near the Fram field in the North Sea, also operated by Norsk Hydro.
Transocean Winner vil nå bore en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 090 nær Framfeltet i Nordsjøen, der Norsk Hydro også er operatør.
The licensees in PL169 are:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL 169 er:
Norsk Hydro Produksjon AS
Norsk Hydro Produksjon AS
45 %
45 %
ExxonMobil Exploration & Production Norway AS
ExxonMobil Exploration & Production Norway AS
13 %
13 %
The well is situated about seven km north of the Sleipner field and about three km east of the 15/5-1 Dagny discovery in the central part of the North Sea.
Brønnen ligger om lag sju kilometer nord for Sleipnerfeltet og cirka tre kilometer øst for 15/5-1 Dagnyfunnet i midtre del av Nordsjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in a prospect called Ermintrude, where the reservoir is made up of mid Jurassic rocks.
Målet for brønnen var å påvise petroleum i et prospekt kalt Ermintrude som har midtre jura reservoarbergarter.
Light oil was found.
Det ble påvist lett olje.
The size of the discovery has at this stage been estimated to around eight million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil.
Størrelsen på funnet er foreløpig beregnet til om lag åtte millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.
A small gas discovery was also made in Miocene to Pliocene rocks.
I tillegg ble det gjort et mindre gassfunn i miocene til pliocene bergarter.
The well was not production tested, but extensive data collection and sampling has been carried out.
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensee will consider producing the new oil discovery with a tie-in to Sleipner, Volve or Gudrun.
Rettighetshaver vil vurdere å produsere oljefunnet med tilknytning til Sleipner, Volve eller Gudrun.
The well was drilled to a total depth of 3850 metres below sea level and was concluded in the Skagerrak Formation in Upper Triassic rocks.
Brønnen ble boret til en total dybde på 3850 meter under havnivå og avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The water depth is 114 metres.
Havdypet er 114 meter.
Well 15/6-9 S was drilled with the drilling facility West Epsilon, which will now drill the sidetrack well 15/6-9 A in order to delineate the oil discovery.
Brønn 15/6-9 S ble boret av boreinnretningen West Epsilon som nå skal bore sidestegsbrønn 15/6-9 A for å avgrense oljefunnet.
+ 47 51 87 61 00.
51 87 61 00.
The objective of the well was to examine the oil and gas potential in a prospect called H-Nord, near the Fram field in the North Sea.
Målet for brønnene var å undersøke potensialet for olje og gass i et prospekt kalt H-Nord, nær Framfeltet i Nordsjøen.
The wells were not production-tested, but extensive data collection and sampling were carried out.
Brønnene ble ikke produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees will consider producing the discovery by means of tie-in to one of the facilities in the Fram area.
Rettighetshaverne vil vurdere å produsere funnet med tilknytning til en av installasjonene i Fram-området.
A total of 14 exploration wells have now been drilled in production licence 090.
Det er nå boret 14 letebrønner i utvinningstillatelse 090.
The appraisal wells were drilled to respective total depths of 3177 meters and 2961 meters TVD below the sea surface and were concluded in Upper Jurassic rocks.
Undersøkelsesbrønnene ble boret til totalt dyp på henholdsvis 3177 meter og 2961 meter TVD under havoverflaten og ble avsluttet i bergarter av øvre jura alder.
The wells were drilled by the semi-submersible drilling facility Transocean Winner in 363 meters of water.
Brønnene ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Winner på 363 meters vanndyp.
The Transocean Winner will now continue drilling an exploration well in production licence 107 at the Njord field on Haltenbanken, also operated by Norsk Hydro Produksjon AS.
Transocean Winner vil nå fortsette med boring av en letebrønn i utvinningstillatelse 107 ved Njordfeltet på Haltenbanken, også operert av Norsk Hydro Produksjon AS.
The licensees in production licence 090 are:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 090 er:
Idemitsu Petroleum Norge AS
Idemitsu Petroleum Norge AS
Contact in the NPD: Johannes Kjøde, +47 51 87 65 85.
Kontakt i OD: Johannes Kjøde 51876585.
The well is located 35 km east of the 15/3-1 Gudrun discovery in the central North Sea.
Brønnen er lokalisert 35 km øst for 15/3-1 Gudrun-funnet i midtre Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in a prospect called Ragnarrock in Upper Cretaceous reservoir rock.
Målet med brønnen var å påvise petroleum i et prospekt kalt Ragnarrock i øvre kritt reservoarbergarter.
Light oil was proven in chalk rock in the Upper Cretaceous.
Det ble påvist lett olje i lavpermeable kalksteiner i øvre kritt.
A number of small-scale formation tests were conducted which showed limited flow properties.
En rekke småskala formasjonstester ble utført som viste begrensede strømningsegenskaper.
Extensive data and samples were collected and are now being analysed.
Det ble gjort omfattende datainnsamling og prøvetaking som nå blir nærmere analysert.
Complex reservoir conditions have led the licencees to decide to drill an appraisal well on the structure.
Kompliserte reservoarforhold gjør at rettighetshaverne i utvinningstillatelsen har besluttet å bore en avgrensningsbrønn på strukturen.
One will refrain from commenting on the size of the oil discovery pending this appraisal well.
En vil derfor avvente forestående avgrensingsbrønn før oljefunnets størrelse blir kommentert.
This is the second exploration well in production licence 265.
Dette er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 265.
The licence was awarded in 2001 in connection with the North Sea Awards in 2000.
Tillatelsen ble tildelt i 2001 i forbindelse med Nordsjøtildelingene 2000.
The well was drilled to a vertical depth of 1856 meters below the sea surface and concluded in bedrock.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1856 meter under havflaten og avsluttet i grunnfjell.
Sea depth at the location is 113 meters.
Havdypet er 113 meter.
Well 16/2-3 was drilled by the West Epsilon drilling facility which will now drill well 16/2-4 in the same production licence in order to delimit the oil discovery.
Brønn 16/2-3 ble boret av boreinnretningen West Epsilon som nå skal bore 16/2-4 i samme utvinningstillatelse for å avgrense oljefunnet.
Licencees in production licence 265:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 265:
Det Norske Oljeselskap ASA
Det Norske Oljeselskap ASA
Talisman Energy Norge AS
Talisman Energy Norge AS
The well is located between the Sleipner Øst and Varg fields.
Brønnen er lokalisert mellom feltene Sleipner Øst og Varg.
The well has two targets for drilling, one in the Paleocene section and one in the Jurassic/Triassic section.
Brønnen har to boremål, ett i paleocen og ett i jura/trias.
In the Paleocene, oil was proven in parts of a 36-meter thick sandstone layer which is part of the Ty formation at a depth of 2550 meters.
I paleocen er det påvist olje i deler av sandsteiner som er 36 meter tykke, tilhører Tyformasjonen og er på 2550 meters dyp.
The discovery will be sampled and evaluated prior to making a decision regarding possible drilling of a sidetrack to clarify the size of the discovery.
Funnet vil bli prøvetatt og nærmere evaluert før en tar beslutning om et eventuelt sidesteg for å avklare funnets størrelse.
After taking the necessary samples from the reservoir section in the Paleocene, the operator will continue to drill to a prospect in the Jurassic/Triassic section at a depth of about 3300 meters.
Operatøren vil etter å ha tatt de nødvendige prøver fra reservoarseksjonen i paleocen bore videre til et prospekt i jura/trias på omlag 3300 meters dyp.
This is the first exploration well drilled in production licence 337 from the "Awards in Predefined Areas" in 2004 (APA 2004).
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 337 fra ”Tildeling i forhåndsdefinerte områder” i 2004 (TFO 2004).
The drilling activity is being carried out by the jack-up platform Mærsk Giant in 90 meters of water.
Boringen utføres med den oppjekkbare plattformen Mærsk Giant på 90 meters vanndyp.
Licensees in production licence 337:
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 337:
Pertra (operator)
Pertra (operatør)
Dana Petroleum
Dana Petroleum
Revus Energy
Revus Energy
Bridge Energy
Bridge Energy
Two oil discoveries were made in Paleocene reservoir rocks.
Det ble gjort to oljefunn i paleocen reservoarbergarter.
Well 15/12-18S had two drilling targets, one in the Paleocene (the Storskrymten prospect) and one in the Jurassic/Triassic (the Grytkollen prospect).
Brønn 15/12-18S hadde to boremål, ett i paleocen (Storskrymten-prospektet) og ett i jura/trias (Grytkollen-prospektet).
In the Paleocene, 23 meters of oil was found in sandstones with good reservoir properties belonging to the Ty formation.
I paleocen er det påvist 23 meter olje i sandstein med gode reservoaregenskaper tilhørende Tyformasjonen.
Nine-meter thick sandstones were also encountered in the Jurassic (Grytkollen), but no oil or gas was proven here.
Det ble også påtruffet 9 meter tykke sandsteiner i jura (Grytkollen), men olje eller gass ble ikke påvist her.
The well was drilled to a total measured depth of 3520 meters and concluded in rocks from the Permian Age.
Brønnen ble boret til et totalt målt dyp på 3520 meter og avsluttet i bergarter av permisk alder.