natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The drilling program for well path 33/9-20 applies to drilling of a wildcat well in production licence 037D. 
Boreprogrammet for brønnbane 33/9-20 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 037D.
The well is located about twelve kilometres west of the earlier Peon discovery in the North Sea. 
Brønnen er lokalisert om lag tolv kilometer vest for det tidligere Peon-funnet i Nordsjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in early Jurassic reservoir rocks (the Cook formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i tidlig jura reservoarbergarter (Cookformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in the Lista formation from the Paleocene Age. 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i Listaformasjonen av paleocen alder.
The primary target encountered early Jurassic reservoir rocks with reservoir quality as projected, but which were water-bearing. 
I primærmålet ble det påtruffet tidlig jura reservoarbergarter og med reservoarkvalitet som prognosert, men som var vannførende.
The Lista formation consisted of claystone with limestone veins, and no reservoir rocks were encountered. 
Listaformasjonen besto av leirstein med kalksteinsstrenger, og ingen reservoarbergarter ble påtruffet.
The well is the second exploration well in production licence 269. 
Brønnen er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 269.
The production licence was awarded on 27 April 2001, in the North Sea Awards 2000. 
Tillatelsen ble gitt 27. april 2001, i Nordsjøtildelingen 2000.
The well was drilled to a vertical depth of 4099 metres below the sea surface, and was terminated in the Statfjord formation from the early Jurassic Age. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4099 meter under havflaten, og ble avsluttet i Statfjordformasjonen av tidlig jura alder.
Water depth in the area is 410 metres. 
Havdypet i området er 410 meter.
Well 35/1-2 S was drilled by the Transocean Leader drilling facility , which will now proceed to production licence 303 in the North Sea to drill wildcat well 15/6-12, where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønn 35/1-2 S ble boret av boreinnretningen Transocean Leader, som nå skal til utvinningstillatelse 303 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 15/6-12, der Statoil Petroleum AS er operatør.
Statoil Petroleum AS is the sole licensee in production licence 269 with an ownership interest of 100 per cent. 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 269 er Statoil Petroleum AS med en andel på 100 prosent.
The well is located about six kilometers southwest of the Gjøa field in the North Sea. 
Brønnen er om lag seks kilometer sørvest for Gjøafeltet i Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in the Agat formation in Lower Cretaceous reservoir rocks. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i Agatformasjonen i nedre kritt reservoarbergarter.
The well did not encounter the reservoir rocks as expected in the Lower Cretaceous. 
Brønnen påtraff ikke reservoarbergarten som forventet i nedre kritt.
However, non-mobile petroleum was encountered in reservoir rock with little thickness and poor reservoir quality deeper in the Cretaceous. 
Det ble imidlertid påtruffet ikke bevegelig petroleum i reservoarbergarten med liten mektighet og dårlig reservoarkvalitet dypere i kritt.
The well is classified as a dry well. 
Brønnen blir klassifisert som tørr.
The well was drilled to a vertical depth of 3513 metres below the sea surface and was terminated in the Middle Jurassic. 
Brønn ble boret til et vertikalt dyp av 3513 meter under havflaten, og ble avsluttet i midtre jura.
The water depth at the site is 365 metres. 
Havdypet er 365 meter.
Well 35/9-5 was drilled by the West Alpha drilling facility, which will now proceed to production licence 433 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6506/9-2S where Centrica Resources Norge AS is the operator. 
Brønn 35/9-5 ble boret av boreinnretningen West Alpha som nå skal til utvinningstillatelse 433 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6506/9-2S der Centrica Resources Norge AS er operatør.
The licensees in production licence 419 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 419 er:
Nexen Exploration Norway AS (op) 
Nexen Exploration Norway AS (op)
PGNiG Norway AS 
PGNiG Norway AS
OMV Norge AS 
OMV Norge AS
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle Jurassic (the Brent group). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i midtre jura (Brentgruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks in the Upper Jurassic (the Viking group) and the Lower Jurassic (the Dunlin group). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter i øvre jura (Vikinggruppen) og nedre jura (Dunlingruppen).
Petroleum (mainly oil) was proven over a gross column of more than 435 metres in the Viking group, the Brent and Dunlin groups. 
Det ble påvist petroleum (hovedsakelig olje) over en brutto kolonne på over 435 meter i Vikinggruppen, Brent- og Dunlingruppen.
The reservoir rocks are of variable reservoir quality and thickness. 
Reservoarbergartene har varierende reservoarkvalitet og mektighet.
The reservoirs also have different pressure regimes, and the water contact was not encountered. 
I tillegg har reservoarene ulike trykkregimer, og vannkontakten ble ikke påtruffet.
Small-scale formation tests carried out showed variable flow properties. 
Småskala formasjonstester som ble utført viste varierende strømningsegenskaper.
Preliminary estimates place the size of the discovery at between 2 and 10 million Sm3 of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 2 og 10 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
The final size and extent of the discovery will require appraisal drilling. 
Endelig størrelse og utbredelse av funnet vil kreve avgrensningsboring.
The well is the first exploration well in production licence 420. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 420.
The production licence was awarded in APA 2006. 
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2006.
The well was drilled to a vertical depth of 3664 metres below the sea surface and was terminated in the Upper Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3664 meter under havflaten, og den ble avsluttet i øvre trias.
Water depth at the site is 370 metres. 
Havdypet er 370 meter.
The well was drilled about 10 kilometres east of the Trym field in the southern part of the North Sea. 
Brønnen er boret om lag 10 kilometer øst for Trymfeltet i den sørlige delen av Nordsjøen.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in reservoir rocks in the Early Permian (the Rotligende group). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidlig perm alder (Rotliegendesgruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Paleocene and Lower Cretaceous reservoir rocks (the Ran formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i paleocene og nedre kritt reservoarbergarter (Ranformasjonen).
The well encountered the Rotligende group with reservoir rocks of poorer reservoir quality than expected. 
Brønnen påtraff Rotligendesgruppen med reservoarbergarter av dårligere reservoarkvalitet enn forventet.
In the secondary exploration target in Paleocene, reservoir rocks were encountered with the expected reservoir quality, while the secondary drilling target in the Ran formation was not encountered. 
I sekundært letemål i paleocene ble det påtruffet reservoarbergarter med resevoarkvalitet som forventet, mens sekundært boremål i Ranformasjonen ikke ble påtruffet.
The well is the first exploration well in production licence 400. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 400.
The well was drilled to a vertical depth of approximately 4 070 metres below the sea surface, and was terminated in the Rotligende group in the Lower Permian. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av ca 4070 meter under havflaten, og ble avsluttet i Rotligendegruppen i perm.
The water depth at the site is 65 meters. 
Havdypet er 65 meter.
Well 3/8-1 was drilled by the drilling facility Maersk Guardian, which will now proceed to the Varg field in production licence 038 in the North Sea, where Talisman is operator. 
Brønn 3/8-1 ble boret av boreinnretningen Maersk Guardian som nå skal til Vargfeltet i utvinningstillatelse 38 i Nordsjøen der Talisman Energy Norge AS er operatør.
The well was drilled about 20 kilometres southeast of the Åsgard field and 10 kilometres northwest of the Tyrihans field in the Norwegian Sea. 
Brønnen er boret om lag 20 kilometer sørøst for Åsgardfeltet og 10 kilometer nordvest for Tyrihansfeltet i Norskehavet.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Garn formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Garnformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Middle to Lower Jurassic reservoir rocks (the Ile and Tilje formations). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i midtre til nedre jura reservoarbergarter (Ile- og Tiljeformasjonene).
Oil with associated gas was proven in the Garn formation, with better than expected reservoir rocks and reservoir quality. 
Det ble påvist olje med assosiert gass i Garnformasjonen med reservoarbergarter og reservoarkvalitet bedre enn forventet.
Reservoir rocks were also encountered in the Ile and Tilje formations as expected, but they were water-bearing. 
I tillegg ble det påtruffet reservoarbergarter i Ile- og Tiljeformasjonene som forventet, men disse var vannførende.
Preliminary estimates of the size of the discovery indicate 10-20 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil and 2-5 billion Sm3 of recoverable gas. 
Foreløpig er størrelsen på funnet beregnet til 10-20 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje og 2-5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The licensees in production licence 475BS (link to fact pages) will consider producing the discovery together with other nearby discoveries. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen 475BS (lenke til faktasidene) vil vurdere å produsere funnet sammen med andre funn i nærheten.
The well was drilled to a vertical depth of 4216 metres below the sea surface, and it was terminated in the Tilje formation in the Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 4216 meter under havflaten, og den ble avsluttet i Tiljeformasjonen i nedre jura.
Water depth at the site is 303 metres. 
Havdypet er 303 meter.
Well 6406/3-8 was drilled by the Songa Delta drilling facility, which will now proceed to production licence 341 in the North Sea to drill wildcat well 24/12-6 S where Det norske oljeselskap is the operator. 
Brønn 6406/3-8 ble boret av boreinnretningen Songa Delta, som nå skal til utvinningstillatelse 341 i Nordsjøen for bore undersøkelsesbrønn 24/12-6 S der Det norske oljeselskap er operatør.
The licensees in production licence 475BS will consider producing the discovery together with other nearby discoveries. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen 475BS vil vurdere å produsere funnet sammen med andre funn i nærheten.
The continental shelf around Jan Mayen is Norwegian territory and it borders the Icelandic shelf. 
Kontinentalsokkelen rundt Jan Mayen er norsk, og den grenser opp til Islandsk sokkel.
Norway and Iceland have signed a treaty on joint exploitation of potential deposits, and mutual participation within a clearly defined area on both sides of the delimitation line. 
Norge og Island har en avtale om felles utnyttelse av eventuelle forekomster og gjensidig deltakelse innenfor et klart definert areal på begge sider av delelinjen.
The area that is subject to the agreement consists of 45,509 square kilometres, which is equivalent to about 94 per cent of Finnmark county. 
Området som omfattes av avtalen er på 45.509 kvadratkilometer, eller tilsvarende 94 prosent av Finnmark fylke.
In the joint venture areas, the parties have the option of participating with a 25 per cent ownership interest in petroleum activities that take place in that part of the area which lies on the other country's continental shelf. 
I samarbeidsområdet har partene mulighet til å delta med en andel på 25 prosent i petroleumsvirksomhet som finner sted i den delen av området som ligger på det andre landets kontinentalsokkel.
The Norwegian shelf within 200 nautical miles around Jan Mayen covers a total of 292,394 square kilometres, which is equivalent to 90 per cent of mainland Norway. 
Norsk sokkel innenfor 200 nautiske mil rundt Jan Mayen dekker totalt 292.394 kvadratkilometer, det tilsvarer 90 prosent av fastlandsnorge.
This area has not been opened for petroleum activities. 
Dette området er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet.
The area is covered under the comprehensive management plan for the Norwegian Sea. 
Området omfattes av den helhetlige forvaltningsplanen for Norskehavet.
The Ministry of the Environment plans to submit a Storting White Paper on the comprehensive management plan during the spring of 2009. 
Miljøverndepartementet tar sikte på å fremme en stortingsmelding om forvaltningsplanen våren 2009.
Iceland plans to award licences in the summer/fall of 2009. 
Island planlegger å tildele konsesjoner sommeren/høsten 2009.
The area included in the planned Icelandic licensing round includes that part of the joint venture area which lies on the Icelandic side of the delimitation line. 
I området for den planlagte islandske konsesjonsrunden inngår den delen av samarbeidsområdet som ligger på islandsk side av delelinjen.
The agreement was submitted to the Norwegian Parliament in Storting Proposition No. 61 for 1981-1982. 
Overenskomsten ble lagt fram for Stortinget i St.prp. nr.61 for 1981-1982.
The agreement includes more detailed provisions about this, as well as how and when such participation shall be clarified. 
Overenskomsten inneholder nærmere bestemmelser om dette samt hvordan og når slik deltakelse skal avklares.
The respective party's own laws shall apply in its respective parts of the joint venture area, including provisions concerning control, safety and protection of the environment. 
I partenes respektive deler av samarbeidsområdet skal vedkommende parts egen lov gjelde, herunder bestemmelser om kontroll, sikkerhet og miljøvern.
At the beginning of November 2008, the Norwegian and Icelandic authorities signed an agreement and a negotiation protocol regarding potential oil and gas in the joint venture area. 
I begynnelsen av november 2008 inngikk norske og islandske myndigheter en avtale og en forhandlingsprotokoll om eventuell olje og gass i samarbeidsområdet.
The agreement and the protocol provide certain clarifications prior to Iceland allowing exploration activity. 
Avtalen og protokollen gir en del avklaringer før Island åpner for letevirksomhet.
For example, the negotiation protocol provides more detailed rules for exercising the right to participate with 25 per cent. 
Forhandlingsprotokollen gir for eksempel nærmere regler for utøvelse av retten til å delta med 25 prosent.
The Icelandic licensing round and Jan Mayen were topics raised in the Storting's question period in May 2008. 
Den islandske konsesjonsrunden og Jan Mayen var tema i Stortingets spørretime i mai 2008.
The then Minister of Petroleum and Energy, Åslaug Haga, stated that the authorities had begun a process of evaluating how to increase knowledge about the conditions on the Norwegian side of the border with Iceland. 
Da uttalte daværende olje- og energiminister Åslaug Haga at myndighetene er i gang med å vurdere hvordan kunnskapene om forholdene på norsk side av grenselinjen mot Island kan økes.
The Minister also said that it was important to ensure that the Norwegian authorities had a sufficient basis of knowledge to manage potential oil and gas resources in this area wisely. 
Statsråden sa videre at det er viktig å sørge for at norske myndigheter har et tilstrekkelig kunnskapsgrunnlag til å forvalte eventuelle olje- og gassressurser i dette området på en god måte.
In the 1980s, Norway and Iceland cooperated on conducting seismic surveys all across the Jan Mayen Ridge. 
På 1980-tallet samarbeidet Norge og Island om å få gjort seismiske undersøkelser på hele Jan Mayen-ryggen.
Iceland also acquired seismic data on its side of the delimitation line in 2002. 
Island samlet også inn seismikk på sin side av delelinjen i 2002.
An evaluation concerning opening of the Norwegian part of the Jan Mayen Ridge must be made following an ordinary process, including thorough impact assessments. 
En vurdering av åpning av den norske delen av Jan Mayen-ryggen må tas etter en ordinær prosess, som blant annet omfatter grundige konsekvensutredninger.
A decision to this effect would have to be made by the Storting. 
En eventuell beslutning må fattes av Stortinget.
Read more about the Icelandic licensing round here: Link 
Les mer om den islandske konsesjonsrunden her: lenke
Download: Jan Mayen map.pdf 
Last ned: Jan-Mayen-kart.pdf
The well was drilled about 13 km southeast of the Draugen facility in the Norwegian Sea. 
Brønnen er om lag 13 kilometer sørøst for Draugenplattformen i Norskehavet.
The primary exploration target of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Rogn formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Rognformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Garn and Ile formations). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Garn- og Ileformasjonene).
No reservoir sandstone was encountered in the Rogn formation. 
Den påtraff ikke reservoarsandstein i Rognformasjonen.
Both the Garn and Ile formations had the expected reservoir quality, but were somewhat thinner than expected. 
Både Garn-og Ileformasjonene hadde forventet reservoarkvalitet, men med noe tynnere mektigheter enn forventet.
The well is the first exploration well in production licence 470. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 470.
The licence was awarded in APA 2007. 
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2007.
Well 6407/12-3 was drilled to a vertical depth of 1950 metres below the sea surface, and was terminated in the Ile formation in the Middle Jurassic. 
Brønn 6407/12-3 ble boret til et vertikalt dyp av 1950 meter under havflaten, og ble avsluttet i Ileformasjonen i midtre jura.
Water depth at the site is 288 metres. 
Havdypet er 288 meter.
Well 6407/12-3 was drilled by the West Alpha drilling facility, which will now proceed to the Alve field in the Norwegian Sea, where Statoil ASA is the operator, to drill the observation and production wells 6507/3-L-4 H and 6507/3-L-4 AH. 
Brønn 6407/12-3 ble boret av boreinnretningen West Alpha som nå skal til Alvefeltet i Norskehavet for å bore observasjons- og produksjonsbrønnene 6507/3-L-4 H og 6507/3-L-4 AH der Statoil ASA er operatør.
The objective of the well was to prove petroleum in Lower Jurassic reservoir rocks (the Tilje and Ror formations). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i nedre jura reservoarbergarter (Tilje- og Rorformasjonen).
The well mainly proved gas with a small oil column in the Tilje formation. 
Brønnen påviste hovedsakelig gass med en mindre oljekolonne i Tiljeformasjonen.
Small amounts of gas were encountered in the Ror formation. 
Det ble påtruffet mindre mengder gass i Rorformasjonen.
Both formations were of the expected reservoir quality. 
Begge formasjonene hadde reservoarkvalitet som forventet.
The well was not formation-tested, but extensive data acquisition and sampling were carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Preliminary estimates place the size of the discovery at between 2 and 4 million Sm3 of recoverable oil equivalents. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 2 og 4 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees in production licence 473 will consider development solutions for producing the discovery via the existing infrastructure on the Åsgard field. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 473 vil vurdere utbyggingsløsninger for å produsere funnet mot eksisterende infrastruktur på Åsgardfeltet.
6407/2-6 S was drilled to a vertical depth of 3166 metres below the sea surface, and was terminated in the Åre formation in the Lower Jurassic. 
6407/2-6 S ble boret til et vertikalt dyp av 3166 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
The water depth at the site is 253 metres. 
Havdypet er 253 meter.
Well 6407/2-6 S was drilled by the Ocean Vangaurd drilling facility, which will now commence a planned workshop stay at Ågotnes outside Bergen. 
Brønn 6407/2-6 S ble boret av boreinnretningen Ocean Vangaurd som nå skal til planlagt verkstedopphold i Ågotnes utenfor Bergen.
The well proved gas/condensate. 
Brønnen påviste gass/kondensat.
The well was drilled about 10 kilometres north of the Smørbukk gas and condensate discovery and 250 kilometres northwest of Kristiansund. 
Brønnen ble boret om lag 10 kilometer nord for gass- og kondensatfunnet Smørbukk og 250 kilometer nordvest for Kristiansund.
The objective of the well was to prove petroleum in Middle to Late Jurassic rocks (the Garn, Ile, Tofte and Tilje formations). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i bergarter av tidlig til mellomjura alder (Garn-, Ile-, Tofte- og Tiljeformasjonene).
The well proved gas/condensate in both the Garn and Ile formations, while the Tofte and Tilje formations are probably filled with water. 
Brønnen påviste gass/kondensat i både Garn- og Ileformasjonene, mens Tofte- og Tiljeformasjonene trolig er vannfylte.
Preliminary estimates indicate the size of the discovery at between 3 and 15 million standard cubic metres (Sm³) of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 3 og 15 millioner standard kubikkmeter (Sm³) utvinnbare oljeekvivalenter.
Extensive data acquisition and sampling have been carried out in both the Garn and Ile formations. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i både Garn- og Ileformasjonene.
A more extensive analysis of the results will be needed before a decision can be made regarding delineation and development of the discovery. 
Det vil være behov for en mer omfattende analyse av resultatene før en avgjørelse om avgrensning og utbygging av funnet kan bli tatt.
The well is the first exploration well in production licence 433. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 433.
(Link to fact page) The licence was awarded in connection with APA 2006. 
Tillatelsen ble tildelt i forbindelse med TFO 2006.
Well 6506/9-2 S was drilled to a vertical depth of 4736 metres and terminated in the Åre formation in the Lower Jurassic. 
Brønn 6506/9-2 S ble boret til et vertikalt dyp av 4736 meter og avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Water depth at the site is 281 metres. 
Havdypet på stedet er 281 meter.
Well 6506/9-2 was drilled by the West Alpha drilling facility, which will now proceed to production licence 470 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6407/12-3 where Centrica is also the operator. 
Brønn 6506/9-2 ble boret av boreinnretningen West Alpha som nå skal til utvinningstillatelse 470 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6407/12-3 hvor Centrica også er operatør.
The well encountered thinner than anticipated reservoir rocks in the Fangst and Båt group, but with good reservoir quality. 
Brønnen påtraff tynnere reservoarbergarter i Fangst- og Båtgruppen enn forventet, men med god reservoarkvalitet.
The well was drilled to a vertical depth of 2290 metres below the sea surface, and was terminated in the Tilje formation in the Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2290 meter under havflaten og ble avsluttet i Tiljeformasjonen i nedre jura.
The well was drilled in 269 metres of water depth by the Songa Delta drilling facility. 
Brønnen ble boret på 269 meters havdyp av boreinnretningen Songa Delta.
The rig will now move to the North Sea to drill appraisal well 16/1-11 (production licence 001 B), also operated by Det norske oljeselskap ASA. 
Den flyttes nå til Nordsjøen for å bore avgrensingsbrønn 16/1-11 (utvinningstillatelse 001 B) der Det norske oljeselskap ASA er operatør.