natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Well 16/2-16 A was drilled through the reservoir about 1000 metres west of well 16/2-16 to encounter a potential deeper oil/water contact, investigate variations in the Upper to Middle Jurassic reservoir rocks, acquire information for a water injection strategy for this area and to further calibrate the depth of the reservoir in this part of the Johan Sverdrup discovery. 
Brønn 16/2-16 A ble boret gjennom reservoaret om lag 1000 meter vest for brønn 16/2-16 for å påtreffe en eventuelt dypere olje/vann-kontakt, undersøke variasjoner i øvre til midtre jura reservoarbergarter, skaffe informasjon for vanninjeksjonsstrategi for dette området og kalibrere dybden til reservoaret ytterligere i denne delen av Johan Sverdrup-funnet.
The well encountered a 31-metre gross oil column in Upper to Middle Jurassic reservoir rocks. 
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på 31 meter i øvre til midtre jura reservoarbergarter.
No oil/water contact was discovered. 
Ingen olje/vann-kontakt ble påtruffet.
The reservoir consists of a 30-metre zone of Upper to Middle Jurassic reservoir rocks of good to very good reservoir quality, and with a 70-metre total thickness across the interval from the Jurassic Age. 
Reservoaret består av en 30 meter sone av øvre til midtre jura reservoarbergarter av god til meget god reservoarkvalitet med en totalt 70 meter tykkelse over hele intervallet av jura alder.
Extensive data acquisition and sampling has been conducted in both wells. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i begge brønnene.
These are the 11th and 12th exploration wells in production licence 501. 
Dette er den 11. og 12. letebrønnen i utvinningstillatelse 501.
Appraisal wells 16/2-16 and 16/2-16 A were drilled into Permian and Triassic rocks, respectively, with vertical depths of 2188 and 2060 metres, respectively; the last of which had a total measured depth of 2503 metres below the sea surface. 
Avgrensningsbrønnene 16/2-16 og 16/2-16 A ble boret inn i henholdsvis perm og trias bergarter, med vertikale dyp på henholdsvis 2188 og 2060 meter, den siste med totalt målt dyp på 2503 meter under havflaten.
The wells were drilled by the Transocean Winner drilling facility, which will now proceed to production licence 338 to drill wildcat well 16/1-17, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Transocean Winner, som nå skal til utvinningstillatelse 338 for å bore undersøkelsesbrønn 16/1-17 der Lundin Norway AS er operatør.
The discovery was proven in the autumn of 2010 in Jurassic reservoir rocks in licence 501. 
Funnet ble påvist høsten 2010 i jura reservoarbergarter i tillatelse 501.
The wells 16/2-17 S and 16/2-17 B were drilled 1.5 kilometres southwest of well 16/2-8 and 2.4 kilometres west of well 16/2-11. 
Brønnene 16/2-17 S og 16/2-17 B er boret 1,5 kilometer sørvest for brønn 16/2-8 og 2,4 kilometer vest for brønn 16/2-11.
The objective of appraisal well 16/2-17 S was to investigate the reservoir properties and thickness, as well as the oil column in the reservoir zones in the Jurassic in a position near the western main fault that delimits Johan Sverdrup. 
Hensikten med avgrensningsbrønn 16/2-17 S var å undersøke reservoaregenskapene og tykkelsen samt oljekolonnen i reservoarsonene i jura i en posisjon nær den vestlige hovedforkastningen som avgrenser Johan Sverdrup.
The well encountered a gross oil column of 82 metres, with very good reservoir quality in the top 39 metres, and moderate quality with quite a few shale intervals in the lower 30 metres. 
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på 82 meter, med meget god reservoarkvalitet i de øverste 39 meter, og middels kvalitet med en del skiferintervall i de nederste 30 meter.
Two formation tests were completed. 
To formasjonstester ble gjennomført.
The first test showed a maximum rate of 420 standard cubic metres (Sm3) of oil per flow day through a 40/64 inch nozzle opening from a 7-metre sandstone interval in the Lower Jurassic. 
Den første testen gav en maksimumsrate på 420 standard kubikkmeter (Sm3) olje per strømningsdøgn gjennom en 40/64 tommer dyseåpning fra et 7 meter sandsteinsintervall i undre jura.
The second test showed a maximum rate of 940 standard cubic metres (Sm3) of oil per flow day through a 48/64 inch nozzle opening from a 39-metre thick sandstone interval in the Upper Jurassic. 
Den andre testen gav en maksimumsrate på 940 standard kubikkmeter (Sm3) olje per strømningsdøgn gjennom en 48/64 tommer dyseåpning fra et 39 meter tykt sandsteinsintervall i øvre jura.
Both tests indicate a reservoir with an extensive lateral spread. 
Begge testene indikerer reservoar med stor lateral utbredelse.
Pressure data indicates that the two reservoir zones are in communication. 
Trykkdata indikerer at de to reservoarsonene er i kommunikasjon med hverandre.
The primary exploration target for well 16/2-17 B was to encounter possible Jurassic reservoir rocks in the basement high (Utsira High) and test possible reservoir properties in the actual basement. 
Primært letemål for brønn 16/2-17 B var å påtreffe mulige jura reservoarbergarter på grunnfjellshøyden (Utsirahøgda) og teste mulige reservoaregenskaper i selve grunnfjellet.
The secondary target was to investigate the petroleum potential in weathered/fractured basement. 
Sekundært mål var å undersøke petroleumspotensialet i forvitret/oppsprukket grunnfjell.
Core drilling was carried out in the top 15 metres of the basement, which showed two zones near the top with moderate to good traces of oil in partially weathered and fractured granite. 
De øverste 15 meter av grunnfjellet ble kjerneboret og viste to soner nær toppen med middels til gode spor av olje i delvis forvitret og oppsprukket granitt.
Both zones were tested (mini DST), but were dense. 
Begge sonene ble testet (mini-DST), men var tette.
These are the 11th and 12th exploration wells in production licence 265. 
Dette er den 11. og 12. letebrønnen i utvinningstillatelse 265.
Appraisal wells 16/2-17 S and 16/2-17 B were drilled in Triassic rocks and basement, respectively, with vertical depths of 2017 and 1915 metres. 
Avgrensningsbrønnene 16/2-17 S og 16/2-17 B ble boret inn i henholdsvis trias bergarter og grunnfjell, med vertikalt dyp på henholdsvis 2017 og 1915 meter.
Water depth is 111 metres. 
Havdypet er 111 meter.
The wells were drilled by the Ocean Vanguard drilling facility, which will now proceed to a shipyard before drilling wildcat well 16/2-18 in production licence 265, where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal til et verftsopphold før den skal bore undersøkelsesbrønn 16/2-18 i utvinningstillatelse 265, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well has been drilled 9 km west of discovery well 16/2-6 and about 3 km west of appraisal well 16/2-14 in the North Sea. 
Brønnen er boret omlag 9 kilometer vest for funnbrønn 16/2-6 og om lag 3 kilometer vest for avgrensningsbrønn 16/2-14 i Nordsjøen.
The primary exploration target of the well was to prove petroleum in reservoir rocks of Jurassic Age at basement height (Utsirahøgda), and the secondary target was to examine the reservoir properties in weathered/fractured basement. 
Primært letemål med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av jura alder på grunnfjellshøyden (Utsirahøgda), og sekundært mål var å undersøke reservoaregenskaper i forvitret/oppsprukket grunnfjell.
While the well did not encounter reservoir rocks of Jurassic Age, it did encounter a 15 metres oil zone in weathered/fractured granite in the basement. 
Brønnen påtraff ikke reservoarbergarter av jura alder, men påtraff en oljesone på 15 meter i forvitret/oppsprukket granitt i grunnfjellet.
However, no oil-water contact was established. 
Imidlertid ble ingen olje-vannkontakt etablert.
The oil in the basement is not in communication with the Johan Sverdrup discovery. 
Oljen i grunnfjellet står ikke i kommunikasjon med Johan Sverdrup-funnet.
Extensive data acquisition and sampling have been conducted in the upper part of the basement. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i den øvre del av grunnfjellet.
Mini DST was conducted in weathered/fractured basement and showed that the reservoir had poor production properties. 
Mini-DST ble utført i forvitret/oppsprukket grunnfjell og viste at reservoaret har dårlige produksjonsegenskaper.
This is the 13th exploration well in production licence 265. 
Dette er den 13. letebrønnen i utvinningstillatelse 265.
The licence was granted in the North Sea Awards 2000. 
Tillatelsen ble tildelt i NST 2000.
Well 16/2-18 S was drilled to a vertical depth of 1948 metres below the sea surface and was completed in in basement rocks. 
Brønn 16/2-18 S ble boret til et vertikalt dyp på 1948 meter under havflaten og ble avsluttet i grunnfjellsbergarter.
The sea depth is 112 metres. 
Havdypet er 112 meter.
The well was permanently plugged and abandoned. 
Brønnen blir permanent plugget og forlatt.
The well was drilled by the drilling facility Ocean Vanguard, which will now drill wildcat well 30/9-25 in production licence 104 where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 30/9-25 i utvinningstillatelse 104 der Statoil Petroleum AS er operatør.
The 16/2-6 Johan Sverdrup oil discovery was proven by Lundin in the autumn of 2010 in reservoir rock from the Middle and Upper Jurassic. 
Oljefunnet 16/2-6 Johan Sverdrup ble påvist av Lundin høsten 2010 i midtre og øvre jura reservoarbergarter.
Well 16/2-21 was drilled about 3 kilometres east of well 16/2-15 and 2.5 kilometres west of well 16/2-7. 
Brønnen 16/2-21 ble boret om lag 3 kilometer øst for brønn 16/2-15 og 2,5 kilometer vest for brønn 16/2-7.
The purpose of appraisal well 16/2-21 was to study reservoir units, thickness and characteristics in Jurassic rock, as well as the oil column, depth to the reservoir, clarify oil/water contact and obtain information to mature the drainage strategy in this part of the discovery. 
Hensikten med avgrensningsbrønn 16/2-21 var å undersøke reservoarenheter, tykkelse og egenskaper i jura, samt oljekolonne, dybde til reservoaret, avklare olje/vann-kontakten og dessuten skaffe informasjon for å modne dreneringsstrategien i denne delen av funnet.
The reservoir was found to be as expected, while the reservoir thickness of about 30 metres was a bit thinner than expected. 
Reservoaret kom inn om lag som forventet, mens reservoartykkelse på om lag 30 meter var litt tynnere enn forventet.
The oil/water contact was encountered at 1922 metres below sea level. 
Olje/vann-kontakt ble påtruffet på 1922 meter under havnivå.
The well encountered an oil column of about 12 metres with very good reservoir quality, as expected. 
Brønnen påtraff en oljekolonne på om lag 12 meter med meget god reservoarkvalitet, som forventet.
This is the thirteenth appraisal well in production licence 501. 
Dette er den trettende avgrensningsbrønnen i utvinningstillatelse 501.
Appraisal well 16/2-21 was drilled to a vertical depth of 2045 metres below sea level and was terminated in the Upper Triassic. 
Avgrensningsbrønn 16/2-21 ble boret til et vertikalt dyp på 2045 meter under havflaten og ble avsluttet i øvre trias.
Water depth at the site is 112 metres. 
Havdypet er 112 meter.
The well was drilled by the drilling facility Bredford Dolphin, which will now proceed the drilling of appraisal well 16/3-6 in production licence 501 in the eastern part of 16/2-6 Johan Sverdrup, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin, som nå skal til videre for å bore avgrensningsbrønn 16/3-6 i utvinningstillatelse 501 i den østlige delen av 16/2-6 Johan Sverdrup der Lundin Norway AS er operatør.
The 16/2-6 Johan Sverdrup oil discovery was proven by Lundin during autumn of 2010 in Middle and Upper Jurassic reservoir rocks. 
Oljefunnet 16/2-6 Johan Sverdrup ble påvist av Lundin høsten 2010 i midtre og øvre jura reservoarbergarter.
The well was drilled about three kilometres east of well 16/2-7 and south of well 16/3-4. 
Brønnen ble boret om lag 3 kilometer øst for brønn 16/2-7 og sør for brønn 16/3-4.
The objective of appraisal well 16/3-5 was to examine the thickness and reservoir properties in the Jurassic and Permian reservoir, oil column, depth of the Jurassic reservoir, and to clarify the oil/water contact in this part of the Johan Sverdrup discovery. 
Hensikten med avgrensningsbrønn 16/3-5 var å undersøke tykkelse og reservoaregenskaper i jura og perm reservoar, oljekolonne, dybde til jurareservoaret, og dessuten avklare olje/vann-kontakten i denne delen av Johan Sverdrup-funnet.
The reservoir was encountered somewhat shallower than expected, with a reservoir thickness as expected. 
Reservoaret ble påtruffet noe grunnere enn forventet, og har en reservoartykkelse som forventet.
The well encountered a 30-metre oil column. 
Brønnen påtraff en oljekolonne på 30 meter.
The top 14 metres are very good quality Upper Jurassic reservoir rocks, over 16 metres of Permian reservoir rocks (the Zechstein Group) of varying reservoir quality in limestone and dolomite. 
De øverste 14 meterne er i øvre jura reservoarbergarter av meget god kvalitet, over 16 meter med perm reservoarbergarter (Zechsteingruppen) av varierende reservoarkvalitet i kalkstein og dolomitt.
The total thickness of the Zechstein Group is 25 metres. 
Den totale tykkelsen på Zechsteingruppen er 25 meter.
Two formation tests were carried out in Jurassic and Permian reservoir rocks. 
To formasjonstester ble gjennomført i jura og perm reservoarbergarter.
One test showed a maximum rate of 750 standard cubic metres (Sm3) of oil per flow day through a 48/64-inch nozzle opening from a 14-metre sandstone interval in the Upper Jurassic. 
Den ene testen ga en maksimumsrate på 750 standard kubikkmeter (Sm3) olje per strømningsdøgn gjennom en 48/64 tommer dyseåpning fra et 14 meter sandsteinsintervall i øvre jura.
The formation test indicates that the Jurassic reservoir has a major lateral scope without flow barriers. 
Formasjonstesten indikerer at jurareservoaret har stor lateral utstrekning uten strømningsbarrierer.
The second formation test was carried out in an 8-metre limestone and dolomite interval in the Zechstein Group, and showed a very low rate without flow to the surface. 
Den andre formasjonstesten ble foretatt i et 8 meter kalksteins- og dolomittintervall i Zechsteingruppen, og ga svært lav rate uten strømning til overflaten.
Loss of drilling mud during drilling at a deeper point in the Zechstein Group shows that the flow properties can vary, as the rocks have zones with large solution pores filled with oil. 
Tap av boreslam under boring litt dypere i Zechsteingruppen viser at strømningsegenskapene kan variere, da bergartene har soner med store oppløsningshulrom fylt med olje.
Special drilling mud was used to close these pores during drilling. 
Det ble brukt spesialboreslam for å tette disse hulrommene under boringen.
Future production of the oil from Permian reservoir rocks can therefore not be ruled out. 
Framtidig utvinning av oljen fra reservoarbergarter i perm kan derfor ikke utelukkes.
This is the twelfth appraisal well in production licence 501. 
Dette er den tolvte avgrensningsbrønnen i utvinningstillatelse 501.
Appraisal well 16/3-5 was drilled to a vertical depth of 2025 metres below the sea surface and terminated in the Rotliegendes Group in the Permian. 
Avgrensningsbrønn 16/3-5 ble boret til et vertikalt dyp på 2025 meter under havflaten og ble avsluttet i Rotliegendesgruppen i perm.
Water depth is 115 metres. 
Havdypet er 115 meter.
The well was drilled by the Bredford Dolphin drilling facility, which will now proceed to production licence 359 to drill wildcat well 16/4-6 S where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin, som nå skal til utvinningstillatelse 359 for å bore undersøkelsesbrønn 16/4-6 S der Lundin Norway AS er operatør.
The discovery was proven in Jurassic reservoir rocks in production licence 501 in the autumn of 2010. 
Funnet ble påvist i jura reservoarbergarter i utvinningstillatelse 501 høsten 2010.
The well, 16/3-6, was drilled on the east flank of the discovery, 5.1 kilometres southeast of the discovery well 16/2-6 and about 1.9 kilometres north of well 16/3-4 and 3.3 kilometres southeast of well 16/2-13S. 
Brønnen 16/3-6 ble boret på østflanken av funnet, 5,1 kilometer sørøst for funnbrønnen 16/2-6 og om lag 1,9 kilometer nord for brønn 16/3-4 og 3,3 kilometer sørøst for brønn 16/2-13S.
The objective of the appraisal well was to examine the thickness, properties and depth of the Jurassic reservoir, as well as the oil column and oil-water contact in the eastern part of the Johan Sverdrup discovery. 
Hensikten med avgrensningsbrønnen var å undersøke tykkelse, egenskaper og dyp til jurareservoaret, samt oljekolonne og olje-vannkontakt i den østlige del av Johan Sverdrupfunnet.
Information from this area is significant for the draining strategy for the discovery. 
Informasjon fra dette området er vesentlig for dreneringsstrategien for funnet.
The reservoir came in at the expected depth with a gross thickness of 24 metres and with very good properties. 
Reservoaret kom inn på forventet dyp med 24 meter brutto tykkelse og med svært gode egenskaper.
The reservoir is from the Late Jurassic and is located directly on the basement rock. 
Reservoaret er av senjura alder og ligger direkte på grunnfjell.
An oil column of 11.5 metres was proven with an oil/water contact at 1926 metres below sea level. 
Det ble påvist en oljekolonne på 11.5 meter med en olje/vann- kontakt på 1926 meter under havnivå.
The methods are part of the planning of an optimal recovery strategy. 
Metodene inngår i planleggingen av en optimal utvinningsstrategi.
This is the fifteenth appraisal well, including sidetracks, drilled in production licence 501. 
Dette er den femtende avgrensningsbrønnen, inklusive sidesteg, boret i utvinningstillatelse 501.
The licence was awarded on 23 January 2009 in APA 2008. 
Tillatelsen ble tildelt 23. januar 2009 i TFO 2008.
Appraisal well 16/3-6 was drilled to a vertical depth of 2025 metres below the sea surface and was terminated in granitic basement rock. 
Avgrensningsbrønn 16/3-6 ble boret til et vertikalt dyp på 2025 meter under havflaten og den ble avsluttet i granittisk grunnfjell.
Water depth is 117 metres. 
Havdypet er 117 meter.
The well was drilled by the Bredford Dolphin drilling facility which will now proceed to drill exploration well 16/4-7 in production licence 544 where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal bore letebrønn 16/4-7 i utvinningstillatelse 544 der Lundin Norway AS er operatør.
A total of 21 new production licences were awarded in the 20th licensing round on the Norwegian shelf. 
Det ble tildelt 21 nye utvinningstillatelser i den 20. konsesjonsrunden på norsk sokkel.
Production on the Norwegian continental shelf remained stable, marginally lower than forecasted for the second quarter of 2009. 
Produksjonen på norsk kontinentalsokkel var stabil og marginalt under prognosen i andre kvartal 2009.
There was more drilling activity in the second quarter of this year than in the corresponding period last year. 
Det var høyere boreaktivitet i andre kvartal i år enn tilsvarende periode i fjoråret.
The authorities have approved three plans for development and operation (PDOs). 
Myndighetene har godkjent tre planer for utbygging og drift (PUD).
Twelve new discoveries were made on the shelf in the second quarter. 
Det ble gjort 12 nye funn på sokkelen i andre kvartal.
Link to press release for 1st quarter 2009 
Lenke til pressemelding 1. kvartal 2009
Petroleum production 
Petroleumsproduksjon
Production of oil declined from 2.04 million barrels per day in the second quarter of 2008 to 1.86 million barrels per day in the second quarter of this year. 
Produksjonen av olje gikk ned fra 2,04 millioner fat per dag i andre kvartal 2008 til 1,86 millioner fat per dag i årets andre kvartal.
If condensate and natural gas liquids (NGL) are included, daily production of liquid fell from 2.39 to 2.20 million barrels. 
Medregnet kondensat og flytende naturgass (NGL) så sank dagsproduksjonen av væske fra 2,39 til 2,20 millioner fat.
Daily production of oil per month compared with last year and forecast (download graph in pdf format) (data.htm) 
Daglig oljeproduksjon per måned sammenlignet med fjoråret, samt prognose (lenke til figuren i pdf) (Bakgrunnsdata.mht)
Daily production of liquid per month compared with last year (download graph in pdf format) (data.htm) 
Daglig væskeproduksjon per måned sammenlignet med fjoråret (lenke til figuren i pdf) (Bakgrunnsdata.mht)
The figure for the same period last year was 23.21 billion standard cubic metres. 
Tallet for tilsvarende periode i fjor var 23,21 milliarder standard kubikkmeter.
Gas production per month compared with last year (download graph in pdf format) (data.htm) 
Gassproduksjon per måned sammenlignet med fjoråret (lenke til figuren i pdf) (Bakgrunnsdata.mht)
Total petroleum production from the Norwegian shelf in the second quarter of 2009 was 55.49 million cubic metres of oil equivalents. 
Samlet petroleumsproduksjon fra norsk sokkel i andre kvartal 2009 var 55,49 millioner kubikkmeter oljeekvivalenter.
Production in the second quarter of 2008 amounted to 57.85 million cubic metres of oil equivalents. 
Produksjonen i andre kvartal 2008 var 57,85 millioner kubikkmeter oljeekvivalenter.
Discoveries 
Funn
Eleven discoveries were made on the shelf in the second quarter. 
Det ble gjort 11 funn på sokkelen i andre kvartal.
These consisted of small discoveries, discoveries of undetermined size and an interesting gas discovery in the Norwegian Sea (6603/12-1). 
Det dreier seg om små funn, funn hvor størrelse ikke er avklart og et interessant gassfunn i Norskehavet (6603/12-1).
Eight of the discoveries were made in the North Sea (end date for the well in parentheses): 
Åtte av funnene ble gjort i Nordsjøen (sluttdato for brønnen i parentes):
15/6-10, gas/condensate, size not determined. 
15/6-10, gass/kondensat, størrelse ikke avklart.
(6 April) 
(6. april)
30/5-3 S, gas, size not determined. 
30/5-3 S, gass, størrelse ikke avklart.
(12 April) 
(12.april)
16/2-5, oil/gas, 3-10 million cubic metres of recoverable gas. 
16/2-5, olje/gass, mellom 3 og 10 millioner kubikkmeter utvinnbar gass.
(13 May) 
(13. mai)
15/12-21, oil, size not determined. 
15/12-21, olje, størrelse ikke avklart.
(21 May) 
(21. mai)
34/8-13 A, small oil discovery. 
34/8-13 A, lite oljefunn.
(13 May) 
( 13. mai)
25/8-16 S, small oil discovery. 
25/8-16 S, lite oljefunn.
30/5-3 A, small gas discovery. 
30/5-3 A, lite gassfunn.
(31 May) 
(31. mai)
34/8-13 S, small oil discovery. 
34/8-13 S, lite oljefunn.
(26 June) 
(26. juni)
The three last discoveries were made in the Norwegian Sea: 
De tre siste funnene ble gjort i Norskehavet:
6407/8-5 S, oil discovery, 3-5 million cubic metres recoverable. 
6407/8-5 S, oljefunn, mellom 3-5 millioner kubikkmeter utvinnbart.
6407/6-7 S, small gas discovery. 
6407/6-7 S, lite gassfunn.
(27 May) 
(27. mai)
6603/12-1, gas discovery, 10-100 million cubic metres recoverable. 
6603/12-1, gassfunn, mellom 10-100 millioner kubikkmeter utvinnbart.
(20 June) 
(20. juni)
Drilling activity 
Boreaktiviteten
Twenty mobile drilling facilities were in action on the shelf in the second quarter of this year, compared with 19 during the same period last year. 
I andre kvartal i år var det 20 flyttbare boreinnretninger i aktivitet på sokkelen, mot 19 i tilsvarende periode i fjor.
Completed exploration wells drilled in 2008 and 1st and 2nd quarter 2009 by area and type of well. (download graph in pdf format) (data.mht) 
Avsluttede letebrønner boret i 2008 og i første og andre kvartal i 2009 fordelt på type og område (lenke til figuren i pdf) (Bakgrunnsdata.mht)
Development plans 
Utbyggingsplaner
Goliat The plan for development and operation (PDO) of the Goliat field in the Barents Sea was approved by the Storting on 19 June. 
Goliat Det ble gitt godkjenning for utbygging og drift (PUD)av Goliatfeltet i Barentshavet i Stortinget 19. juni.