natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The discovery in the deeper formations is seen as highly positive, because it proves a previously unconfirmed petroleum potential in this part of the Hammerfest basin. 
Funnet i de dypere formasjonene vurderes som svært positivt ettersom det påviser et petroleumspotensial som tidligere ikke er bekreftet i denne delen av Hammerfestbassenget.
The discovery might be of great significance for future exploration of adjacent areas of the Barents Sea. 
Funnet vil kunne få stor betydning for framtidig utforskning i tilstøtende deler av Barentshavet.
The well was not production tested, but extensive logging and core sampling have been carried out for further evaluation. 
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er gjennomført omfattende logging og kjernetaking for videre evaluering.
More drilling is planned in the production licence during 2006. 
Det planlegges videre boring i utvinningstillatelsen i 2006.
Statoil will take over the drilling facility Eirik Raude, and is going to drill exploration well 7227/11-1 S on the Uranus structure in production licence 202. 
Boreinnretningen Eirik Raude vil bli overtatt av Statoil for å bore undersøkelsesbrønn 7227/11-1 S på Uranusstrukturen i utvinningstillatelse 202.
The licensees in production licence 229 are: 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 229 er:
Eni Norge (operator) 65 % Statoil 20 % DNO 15 % 
Eni Norge (operatør) 65 prosent Statoil 20 prosent DNO 15 prosent
+ 47 51 87 61 00 
51 87 61 00
The target for the well was a sandstone prospect from the Early Tertiary, called "Hummer". 
Målet for brønnen var et sandsteinsprospekt av tidlig tertiær alder, kalt "Hummer".
The prospect is situated just north of the Blane discovery in the North Sea. 
Prospektet var lokalisert like nord for Blane-funnet i Nordsjøen.
Exploration well 1/2-2 was drilled to a total depth of 3434 metres into rocks from the Late Cretaceous Age. 
Undersøkelsesbrønn 1/2-2 ble boret til et totalt dyp av 3434 meter inn i bergarter av sen kritt alder.
The drilling activity showed indications of hydrocarbons from about 3145 m below the sea surface in Early Tertiary sandstone. 
Boringen ga indikasjoner på hydrokarboner fra om lag 3145 m under havoverflaten i tidlig tertiære sandsteiner.
The operator has implemented a program to collect data that will be used as a basis for further analysis to clarify the remaining potential in the production licence. 
Operatøren har gjennomført et datainnsamlingsprogram som vil bli lagt til grunn for videre analyser for å avklare gjenværende potensiale i utvinningstillatelsen.
The well will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.
The licensees in PL 143 CS are: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 143 CS er:
Paladin Resources Norge AS 45% Det Norske Oljeselskap AS 35% BG Norge AS 20% 
Paladin Resources Norge AS - 45 prosent Det Norske Oljeselskap AS - 35 prosent BG Norge AS - 20 prosent
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel +47 51 87 61 00 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
The purpose of the well was to estimate the thickness of the oil and gas column in the western part of the Snøhvit field, as well as to investigate whether the oil column is located in a zone with sufficiently good reservoir characteristics to make oil production possible. 
Hensikten med brønnen var å estimere tykkelsen på olje- og gasskolonnen i den vestlige delen av Snøhvitfeltet, samt å undersøke om oljekolonnen er plassert i en sone med tilstrekkelig gode reservoaregenskaper for en mulig oljeutvinning.
The well proved an oil and gas column from the Early/Middle Jurassic. 
Brønnen påviste en olje- og gasskolonne fra tidligjura/mellomjura.
The well was not formation tested, but comprehensive data collection and test sampling have been carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
These data will now be analysed as regards reservoir characteristics, thickness of the oil and gas column and possible production of oil from the Snøhvit field. 
Disse dataene vil nå bli analysert med tanke på reservoaregenskaper, tykkelse på olje- og gasskolonnen og mulig produksjon av olje fra Snøhvitfeltet.
Results of the analyses will be ready in a few weeks. 
Resultater av analysene vil foreligge i løpet av noen uker.
The well was drilled as an appraisal well and temporarily plugged for potential later use for injection of formation water or CO2. 
Brønnen er boret som en avgrensningsbrønn som midlertidig er plugget for senere mulig bruk til injeksjon av formasjonsvann eller CO2.
Well 7120/6-2 S was drilled to a vertical depth of 3011.8 metres below the surface of the sea and ended in Late Triassic rocks. 
Brønnen 7120/6-2 S ble boret til et totalt vertikalt dyp på 3011,8 m under havoverflaten og avsluttet i bergarter fra sentrias.
Well 7120/6-2 S was drilled with the drilling facility Polar Pioneer at a water depth of 321 metres. 
Brønn 7120/6-2 S ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 321 meters vanndyp.
Polar Pioneer will now drill wildcat well 11/5-1 in production licence 317 in the North Sea. 
Polar Pioneer skal nå bore undersøkelsesbrønn 11/5-1 i utvinningstillatelse 317 i Nordsjøen.
The licensees in Snøhvit Unit are: 
Rettighetshaverne i Snøhvit Unit er:
Statoil ASA (operator): 
Statoil ASA (operatør):
33.53 % 
33,53 %
Petoro AS: 
Petoro AS:
30.00 % 
30,00 %
Total E&P Norge AS: 
Total E&P Norge AS:
18.40 % 
18,40 %
Gaz De France Norge AS: 
Gaz De France Norge AS:
12.00 % 
12,00 %
Hess Norge AS: 
Hess Norge AS:
3.26 % 
3,26 %
RWE Dea Norge AS: 
RWE Dea Norge AS:
2.81 % 
2,81 %
In a press release issued in January 2006, the NPD indicated a range of uncertainty of 10-50 billion Sm3 recoverable gas for the discovery. 
OD antydet i pressemelding fra januar 2006 et usikkerhetsspenn på 10-50 mrd Sm3 utvinnbar gass for funnet.
The objective of appraisal well 6406/9-2 was to delimit the discovery. 
Målet for avgrensingsbrønnen 6406/9-2 var å avgrense funnet.
The well encountered gas/water contacts in Middle to Lower Jurassic rocks, thus confirming the northerly extent of the discovery. 
Brønnen påtraff gass/vann - kontakter i midtre til nedre jura reservoarbergarter og bekreftet dermed en nordlig utstrekning av funnet.
The NPD's preliminary assessment is that the size of the discovery is probably in the upper half of the uncertainty range. 
ODs foreløpige vurdering er at størrelsen på funnet nå ligger i den øvre halvdelen av usikkerhetsspennet.
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 collected data will be analysed to enhance the estimated size and production characteristics of the discovery. 
De innsamlede dataene vil bli analysert for bedre å kunne anslå størrelsen og produksjonsegenskapene på funnet.
The appraisal well was drilled to a total depth of 5330 metres below sea level, and was concluded in the Åre formation of the Lower Jurassic Age. 
Avgrensingsbrønnen ble boret til en total dybde på 5330 meter under havnivå og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
The water depth was 299 metres. 
Havdypet var 299 meter.
The well has now been permanently plugged and abandoned. 
Brønnen er permanent plugget og forlatt.
The well was drilled by the semi-submersible drilling facility West Alpha, which will now proceed to the Kristin field in the Norwegian Sea to drill production well 6506/11-N-2 H. 
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha som nå skal til Kristinfeltet i Norskehavet for å bore produksjonsbrønnen 6506/11-N-2 H.
The licensees in production licence 255 are: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 255 er:
A/S Norske Shell (operator): 
A/S Norske Shell (operatør):
Statoil ASA: 
Statoil ASA:
20% 
20 %
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel. no. 
Kontakt i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
+47 51 87 61 00. 
51 87 61 00.
The wells are located approx. 7 km north of Sleipner and approx. 3 km east of the 15/5-1 Dagny discovery. 
Brønnene ligger om lag sju kilometer nord for Sleipner og cirka tre kilometer øst for funnet 15/5-1 Dagny.
The 15/6-9 S discovery contains light oil in reservoir rocks from the Middle Jurassic (see NPD Press Release 17 dated 29 May 2007). 
Funnet 15/6-9 S inneholder lett olje i reservoarbergarter fra mellomjura (ODs pressemelding 17 29.5.2007).
Two sidetrack wells, 15/6-9 A and 15/6-9 B, were drilled to delimit the discovery. 
To brønner 15/6-9 A og 15/6-9 B er sidestegsboret for å avgrense funnet.
15/6-9 A encountered gas/condensate in the top of the structure, while 15/6-9 B encountered oil further down in the structure. 
15/6-9 A påtraff gass/kondensat i toppen av strukturen, mens 15/6-9 B påtraff olje lengre nede på strukturen.
The appraisal wells show that the size of the discovery is probably within the range of uncertainty, 8 - 12 million Sm3 recoverable oil equivalents, of which about half are gas/condensate and half are oil. 
Avgrensningsbrønnene viser at størrelsen på funnet trolig er innenfor usikkerhetsspennet 8-12 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter, om lag halvparten er gass/kondensat og er halvparten olje.
The wells were not formation-tested, but extensive data collection and sampling were conducted. 
Brønnene er ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees will consider producing the discovery by means of tie-in to Sleipner, Volve or Gudrun. 
Rettighetshaverne vil vurdere å produsere funnet med tilknytning til Sleipner, Volve eller Gudrun.
These are the second and third exploration wells in production licence 303. 
Dette er den andre og tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 303.
The licence was awarded in APA 2003 (Awards in Predefined Areas in 2003). 
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2003 (Tildeling i forhåndsdefinerte områder i 2003).
Appraisal wells 15/6-9 A and B were drilled by the West Epsilon drilling facility in 114 meters of water. 
Avgrensningsbrønnene 15/6-9 A og B, ble boret med boreinnretningen West Epsilon på 114 meters vanndyp.
The wells were drilled to respective total vertical depths of 3580 meters and 3870 meters below the sea surface. 
De ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 3580 meter og 3870 meter under havoverflaten.
Both wells were concluded in the Skagerrak formation from the Late Triassic. 
Begge ble avsluttet i Skagerrakformasjonen fra sentrias.
The wells will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønnene blir permanent plugget og forlatt.
The West Epsilon drilling facility will now drill wildcat well 16/2-3 in production licence 265. 
Boreinnretningen West Epsilon skal nå bore undersøkelsesbrønn 16/2-3 i utvinningstillatelse 265.
The licensee in production licence 303 is: Statoil ASA (operator) 100% 
Rettighetshaver i utvinningstillatelse 303 er Statoil ASA som eier 100 %.
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, +47 51 87 61 00 
Kontakt i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, 51 87 61 00
Wellbore 7/7-4 will be drilled from the drilling facility Mærsk Guardian. 
Brønnbane 7/7-4 skal bores fra boreinnretningen Mærsk Guardian.
The drilling program for wellbore 7/7- 4 applies to the drilling of a wildcat well. 
Boreprogrammet for brønnbane 7/7- 4 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn.
BG Norge AS is the operator with a 52 per cent ownership interest. 
BG Norge AS er operatør med en eierandel på 52 prosent.
The licensees are Talisman Energy Norge AS with 18 percent, Lundin Norway AS with 18 percent and RWE Dea AS with 12 percent. 
Rettighetshavere er Talisman Energy Norge AS med en eierandel på 18 prosent, Lundin Norway AS med 18 prosent og RWE Dea AS med 12 prosent.
Production license 335 was awarded in the 2004 APA. 
Utvinningstillatelse 335 ble tildelt i TFO (Tildeling i forhåndsdefinerte områder) i 2004.
The acreage in this production license consists of parts of the blocks 7/4, 7/7 and block 7/10, which borders the British sector in the southern North Sea. 
Arealet i denne utvinningstillatelsen består av deler av blokkene 7/4, 7/7 og blokk 7/10 som grenser opp mot engelsk side i den sørlige delen av Nordsjøen.
Well 7/7-4 is the first exploration well in this production license. 
Brønn 7/7-4 er den første letebrønnen i denne utvinningstillatelsen.
It is also the first well which will be operated by BG Norge AS on the Norwegian Shelf. 
Den er i tillegg den første brønnen som bli operert av BG Norge på norsk sokkel.
The drilling permit has been granted on the condition that the other permits and consents required by the authorities have been received before the drilling activity starts. 
Boretillatelse forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
In mid September 2007, StatoilHydro proved light oil with well 16/2-3 in low-permeability chalk in the Upper Cretaceous reservoir rocks. 
I midten av september 2007 påviste StatoilHydro med brønn 16/2-3 lett olje i lavpermeable kalksteiner i øvre kritt reservoarbergarter.
Discovery 16/2-3 is located 35 km east of the discovery 15/3-1 Gudrun in the central North Sea. 
Funnet 16/2-3 er lokalisert 35 km øst for funnet 15/3-1 Gudrun i midtre del av Nordsjøen.
The appraisal well shows that the size of the discovery is likely to be in the range 5 - 10 million Sm3 recoverable oil. 
Avgrensingsbrønnen viser at størrelsen på funnet trolig er mellom 5 - 10 millioner Sm3 utvinnbar olje.
A series of small-scale formation tests were carried out, showing promising flow properties. 
En rekke småskala formasjonstester ble utført som viste lovende strømningsegenskaper.
Smaller amounts of gas were also found in the bedrock. 
I tillegg ble det påtruffet mindre mengder gass i grunnfjellet.
Small-scale formation tests showed limited flow properties in the bedrock. 
Småskala formasjonstester viste begrensede strømningsegenskaper i grunnfjellet.
The well was not tested for production, but extensive data collection and sampling were carried out. 
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
One more horizontal test well is needed before the discovery may be considered for development. 
Det trengs ytterligere en horisontal test-brønn før funnet kan være aktuelt for utbygging.
This is the third exploration well in Production Licence 265. 
Dette er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 265.
The licence was awarded in 2001 in connection with the North Sea awards 2000. 
Tillatelsen ble tildelt i 2001 i forbindelse med Nordsjøtildelingen 2000.
The well was drilled to a vertical depth of 1952 metres below sea level and was concluded in bedrock. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1952 meter under havflaten og ble avsluttet i grunnfjell.
The sea depth is 113 metres. 
Havdypet er 113 meter.
Well 16/2-4 was drilled with the drilling facility West Epsilon, which will now be going to a shipyard before drilling the next well, 30/2-4 S on the Huldra field in the North Sea. 
Brønn 16/2-4 ble boret av boreinnretningen West Epsilon som nå skal på verft før boring av neste brønn 30/2-4 S på Huldrafeltet i Nordsjøen.
Licensees in Production Licence 265: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 265:
StatoilHydro ASA (operator): 
StatoilHydro ASA (operatør):
30 per cent 
30 prosent
Det Norske Oljeselskap ASA: 
Det Norske Oljeselskap ASA:
Talisman Energy Norge AS: 
Talisman Energy Norge AS:
10 per cent 
10 prosent
The exploration target for well 24/12-5 S was to delimit the 24/12-3 S discovery. 
Letemålet for brønn 24/12-5 S var å avgrense 24/12-3 S-funnet.
The well was drilled to a vertical depth of 2214 metres below the sea surface, and was concluded in the Heimdal formation in Paleocene rocks. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2214 meter under havflaten, og ble avsluttet i Heimdalformasjonen i paleocene bergarter.
Water depth at the site was 116 metres. 
Havdypet var 116 meter.
Well 24/12-5 S was drilled by the semi-submersible drilling facility Bredford Dolphin, which will now drill wildcat well 31/1-1 in production licence 311 operated by Marathon Petroleum Norge AS. 
Brønn 24/12-5 S ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal bore undersøkelsesbrønn 31/1-1 i utvinningstillatelse 311 der Marathon Petroleum Norge AS er operatør.
The licensees in production licence 341 are: 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 341 er:
NOIL Energy ASA (subsidiary of Det norske oljeselskap ASA) (operator): 
NOIL Energy ASA (datterselskap av Det norske oljeselskap ASA) (operatør):
Revus Energy ASA: 
Revus Energy ASA:
PA Resources Norge AS: 
PA Resources Norge AS:
+47 51876100 
51 87 61 00.
The well was drilled on the Askeladd Beta prospect in block 7120/8 about 6 kilometres south-west of the Snøhvit field and 150 kilometres north-west of Hammerfest. 
Brønnen ble boret på Askeladd Beta-prospektet i blokk 7120/8 om lag 6 kilometer sørvest for Snøhvitfeltet og 150 kilometer nordvest for Hammerfest.
The purpose of the well was to prove hydrocarbons in Jurassic sandstones as additional resources for a potential expansion of the LNG plant on Melkøya. 
Formålet med brønnen var å påvise hydrokarboner i sandsteiner av jura alder som tilleggsressurser for en eventuell utvidelse av LNG-anlegget på Melkøya.
The well was dry, with only traces of hydrocarbons. 
Brønnen var tørr, og det ble kun påvist spor av hydrokarboner.
Well 7120/8-4 was drilled to a total vertical depth of 2674 metres below the sea surface and was concluded in rocks from the Late Triassic Age. 
Brønn 7120/8-4 ble boret til et totalt vertikalt dyp på 2674 meter under havoverflaten og ble avsluttet i bergarter fra sentrias.
The well will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt
Well 7120/8-4 was drilled using the Polar Pioneer drilling facility in 275 metres of water. 
Brønn 7120/8-4 ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 275 meters vanndyp.
The licensees in the Snøhvit Unit are: 
Rettighetshaverne i Snøhvit Unit er:
StatoilHydro ASA (operator) 
StatoilHydro ASA (operatør)
33,53 % 
33,53 %
30,00 % 
30,00 %
18,40 % 
18,40 %
Gaz De France Norge AS 
Gaz De France Norge AS
12,00 % 
12,00 %
Hess Norge AS 
Hess Norge AS
3,26 % 
3,26 %
2,81 % 
2,81 %
+47 51876100 
51876100
The well is located in the Farsund basin in the southern North Sea, about 50 km south of Farsund. 
Brønnen er lokalisert i Farsundbassenget sør i Nordsjøen, ca 50 km sør for Farsund.
The primary objective of the well was to prove petroleum in Jurassic reservoir rocks in a prospect called Loshavn. 
Primært mål for brønnen var å påvise petroleum i jura reservoarbergart, i et prospekt kalt Loshavn.
The secondary objective was to examine reservoir rocks from the Permian Age. 
Sekundært mål var å undersøke reservoarbergarter i perm.
The well was dry. 
Brønnen var tørr.
Reservoir rocks were encountered in the Jurassic layer. 
Det ble påtruffet reservoarbergarter i jura.
The well provided important information about this area of southeast part of the North Sea, and extensive data was collected. 
Brønnen har gitt viktig informasjon om dette området sørøst i Nordsjøen, og det er gjennomført omfattende datainnsamling.
The well was drilled to a vertical depth of 1929 meters below the sea surface and was concluded in rocks from the Lower Permian/Carboniferous Age. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1929 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av nedre perm/karbon.
Water depth at the site was 176 meters. 
Havdypet var 176 meter.
Well 11/5-1 was drilled by the semi-submersible drilling facility Polar Pioneer. 
Brønn 11/5-1 ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Polar Pioneer.
Licensees in production licence 317 are: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 317 er:
Norsk Hydro Produksjon AS (operator) 
Norsk Hydro Produksjon AS (operatør)
60% 
60 %
Statoil ASA 
Statoil ASA
The well is located about 20 km south of the Alvheim field in the North Sea. 
Brønnen er lokalisert om lag 20 km sør for Alvheimfeltet i Nordsjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in the lower Paleogenic reservoir rocks in a prospect called Lie. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i nedre paleogene reservoarbergarter i et prospekt kalt Lie.
Good quality Heimdal reservoir sand was encountered. 
Det ble påtruffet Heimdal reservoarsand med god kvalitet.
The well is the first exploration well drilled in production licence 305. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 305.
The licence was awarded in APA 2003 (Awards in Predefined Areas). 
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2003.
The well was drilled to a vertical depth of 2165 m below the sea surface, and was concluded in the Lista formation in the Lower Paleogene. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2165 m under havflaten, og ble avsluttet i Listaformasjonen i nedre paleogene.
Water depth at the site was 123 m. 
Havdypet var 123 m.
Well 24/9-8 was drilled using the Bredford Dolphin drilling facility, which will now drill a wildcat well in production licence 338 in the North Sea, operated by Lundin Norway AS. 
Brønn 24/9-8 ble boret med boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal bore undersøkelsesbrønn i Nordsjøen i utvinningstillatelse 338, der Lundin Norway AS er operatør.
The licensees in production licence 305 are: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 305:
Det Norske Oljeselskap ASA (operator): 
Det Norske Oljeselskap ASA (operatør):
Talisman Energy Norge AS: 
Talisman Energy Norge:
PA Resources Norway AS: 
PA Resources Norway AS:
The well is located close to the Norway/UK border, about 50 km north of the Ula field in the North Sea. 
Brønnen er lokalisert nær grensen mellom Norge og Storbritannia, ca 50 km nord for Ulafeltet i Nordsjøen.
The water depth at the well location is 83 m. 
Vanndypet er 83 meter.
The purpose of the well was to prove hydrocarbons in the Paleocene Forties unit. 
Formålet med brønnen var å påvise hydrokarboner i Paleocene Forties-området.
68 m of Forties reservoir sands were encountered at a depth of 2760 m in the well but they were water bearing. 
Det ble påtruffet 68 meter med reservoarsand på 2760 meteres dyp, men sanden var vannførende.
The well is the first exploration well drilled in production picence 335. 
Brønnen er den første undersøkelsesbrønnen som er boret i utvinningstillatelse 335.
The licence was awarded in APA 2004 (Awards in Predefined Areas). 
Utvinningstillatelsen bli tildelt i TFO 2004 (Tildeling i forhåndsdefinerte områder).
The well was drilled to a depth of 3033 m MD, and was terminated in the top Ekofisk Formation. 
Brønnen ble boret til et totaldyp på 3033 meter, og ble avsluttet i toppen av Ekofiskformasjonen.
Well 7/7-4 was drilled using the Mærsk Guardian drilling rig. 
Brønnen ble boret med den flyttbare innretningen Maersk Guardian.
This rig will now move to PL 274 to drill an exploration well operated by DONG. 
Den skal nå flyttes til utvinningstillatelse 274 for å bore en letebrønn for DONG.
The licensees in production licence 335 are: 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 335 er:
BG Norge AS (operatør) 
BG Norge AS (operatør)
52 % 
52 %
Lundin Norge 
Lundin Norge
18 % 
18 %
RWE DEA Norge AS 
RWE DEA Norge AS
12 % 
12 %
Bridge Energy AS 
Bridge Energy AS
The well lies in the Vøring basin approx. 160 kilometres northwest of the Åsgard field in the northern part of the Norwegian Sea. 
Brønnen ligger i Vøringbassenget om lag 160 kilometer nordvest for Åsgardfeltet i nordlige del av Norskehavet.
The purpose of the well was to explore the oil and gas potential in the sandstone in the Nise and Lysing formation from the Upper Cretaceous. 
Målet for brønnen var å undersøke potensialet for olje og gass i øvre kritt (Nise- og Lysingformasjonen).
The well is dry, and only thin layers of cemented sandstone were found in the potential reservoir zones. 
Brønnen er tørr, og det ble kun påtruffet tynne lag med sementerte sandsteiner i de potensielle reservoarsonene.
This is the first well in production license 324. 
Dette er den første brønnen i utvinningstillatelse 324.
The license was awarded in the 18th licensing round in 2004. 
Tillatelsen ble tildelt i 18. konsesjonsrunde i 2004.