natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statfjord_RNB2018 
Statfjord_RNB2018
2_12_1_Mjølner_RNB2018 
2_12_1_Mjølner_RNB2018
Gassled område A_RNB2018 
Gassled område A_RNB2018
Quality assurance of data before submission to the NPD 
Kvalitetssikring av data før oversendelse til OD
It is very important that the operator ensures the data is of high quality before they are sent to the NPD. 
Det er svært viktig at operatøren sørger for god kvalitet av data før de oversendes OD.
If the NPD finds errors, deficiencies or anything that is unclear in the submitted reporting, the file will be returned with comments in the sheet “Tilbakemeldingsskjema” (Feedback form). 
Dersom OD finner feil, mangler eller uklarheter i mottatt rapportering, blir filen sendt tilbake med kommentarer i arket «Tilbakemeldingsskjema».
The operator must then submit corrected reporting or responses to the comments. 
Operatøren må deretter sende inn korrigert rapportering med rettelser eller svar på kommentarene.
Comment fields: Use the comment fields to explain significant changes in relation to the previous RNB reporting. 
Kommentarfelter: Benytt kommentarboksene for å forklare vesentlige endringer i forhold til forrige RNB-rapportering.
What constitutes significant changes is explained in Chapter 6.1.3 of the guideline. 
Hva som er vesentlige endringer er forklart i kapittel 6.1.3 i veiledningen.
Consistency checks: If a consistency check is triggered, please correct the figures so that they correspond with each other, or explain why the figures are still reported. 
Konsistenssjekker: Ved utslag på en konsistenssjekk vennligst rett opp tallene slik at de er i samsvar med hverandre eller forklar årsaken til at tallene likevel er rapportert.
If you have any questions regarding the reporting, please contact the following persons: 
Dersom det er spørsmål rundt rapporteringen, er kontaktpersoner i OD:
Phone/ E-mail 
Telefon/ E-post
General questions and questions regarding the reporting file 
Generelle spørsmål og spørsmål om rapporterings- filen
Tom Andersen 
Tom Andersen
+47 51 87 62 75/ RNB2018@npd.no 
51 87 62 75/ RNB2018@npd.no
Transfer of data, License to Share (L2S) 
Overføring av data, License to Share (L2S)
Magnar Haugvaldstad 
Magnar Haugvaldstad
+47 51 87 60 74/ RNB2018@npd.no 
51 87 60 74/ RNB2018@npd.no
Well 7324/2-1 will be drilled from the Transocean Spitsbergen drilling facility at position 73°51'47.90" north and 24°32'29.90" east. 
Brønn 7324/2-1 skal borast frå boreinnretninga Transocean Spitsbergen i posisjon 73°51'47,90" nord og 24°32'29,90" aust.
The drilling program for well 7324/2-1 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 615. 
Boreprogrammet for brønn 7324/2-1 gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 615.
Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 35 per cent. 
Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 35 prosent.
The other licensees are ConocoPhillips Scandinavia AS with 25 per cent, OMV (Norge) AS with 20 per cent and Petoro AS with 20 per cent. 
Dei andre rettshavarane er ConocoPhillips Scandinavia AS med 25 prosent, OMV (Norge) AS med 20 prosent og Petoro AS med 20 prosent.
The area in this licence consists of parts of blocks 7324/1, 2, 3 and 7325/1. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 7324/1, 2, 3 og 7325/1.
Production licence 615 was awarded on 13 May 2011 in the 21st licensing round on the Norwegian shelf. 
Utvinningsløyve 615 vart tildelt 13. mai 2011 i 21. konsesjonsrunde på norsk sokkel.
Well 7324/7-2 will be drilled from the Transocean Barents drilling facility at position 73°29` 27.09" north and 24°14´ 2.56" east. 
Brønn 7324/7-2 skal borast frå boreinnretninga Transocean Barents i posisjon 73°29`27,09" nord og 24°14´ 2,56" aust.
The drilling programme for well 7324/7-2 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 537. 
Boreprogrammet for brønn 7324/7-2 gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 537.
OMV Norge AS is the operator with a 25 per cent ownership interest and the other licensees are Idemitsu Petroleum Norge AS with 20 per cent, Petoro AS with 20 per cent, Tullow Oil Norge AS with 20 per cent and Statoil Petroleum AS with 15 per cent. 
OMV Norge AS er operatør med 25 prosent del og rettshavarane er Idemitsu Petroleum Norge AS med 20 prosent, Petoro AS med 20 prosent, Tullow Oil Norge AS med 20 prosent og Statoil Petroleum AS med 15 prosent.
Wildcat well 7324/7-2 will be the third exploration well in production licence 537. 
Undersøkingsbrønn 7324/7-2 blir den tredje leitebrønnen i utvinningsløyve 537.
The Norwegian Petroleum Directorate supervises this metering. 
Oljedirektoratet fører tilsyn med målingene.
This summer, the accuracy of water content analyses of the oil will be checked and verified. 
I sommer skal nøyaktigheten av analyser av vanninnhold i olje kontrolleres.
Analyses of water content in petroleum samples help form a basis for calculating taxes, fees and state revenues from the petroleum sector. 
Analyser av vanninnhold i petroleumsprøver er med å danne grunnlaget for beregning av skatter, avgifter og inntekter til staten fra petroleumssektoren.
This summer, the quality of the work carried out in 49 laboratories (fiscal metering stations in land facilities and on offshore facilities) in eight oil companies will be examined. 
I sommer skal kvaliteten på arbeidet i 49 laboratorier (fiskale målestasjoner på landanlegg og offshoreinstallasjoner) i åtte oljeselskaper undersøkes.
This verification is conducted approximately every second year, with this year marking the fifth time the verification is performed. 
Denne kontrollen foretas cirka annethvert år og gjøres i år for femte gang.
The Norwegian Petroleum Directorate is the initiator of the control and will follow up the result. 
Oljedirektorartet er initiativtaker til undersøkelsen og skal også følge opp resultatet.
The Norwegian Metrology and Accreditation Service will be responsible for practical implementation of the verification. 
Justervesenet står for den praktiske gjennomføringen.
"It is very important that these measurements are accurate. 
- Det er svært viktig at disse målingene er nøyaktige.
Even minor deviations can have significant consequences, because we are dealing with very large volumes of petroleum," says Anne-Minne Torkildsen, project manager in the Norwegian Petroleum Directorate. 
Selv små avvik får store konsekvenser fordi det dreier seg om svært store mengder petroleum, sier Anne-Minne Torkildsen, prosjektleder i Oljedirektoratet.
In 2006, the total volume of petroleum exported from the Norwegian shelf amounted to about 249 million marketable cubic metres of oil equivalents. 
I 2006 var den samlede eksporten av petroleum fra norsk sokkel drøyt 249 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
Taxes, fees and direct ownership secure a large portion of these values for the Norwegian state. 
Skatt, avgifter og direkte eierskap sikrer staten en stor del av disse verdiene.
"This means that a deviation of just a half percentage point would constitute enormous values," says Torkildsen. 
- Det betyr at et avvik på eksempelvis et halvt prosentpoeng utgjør enorme verdier, sier Torkildsen.
The samples will be sent out in June and are to be reported in August. 
Prøvene sendes ut i juni og skal innrapporteres i august.
"The result will give a good indication of whether the daily work is performed well enough. 
- Resultatet vil gi en god indikasjon på om det daglige arbeidet gjøres godt nok.
The test responses will be sent to the Norwegian Metrology and Accreditation Service, which will compare the results against a reference value. 
Prøvesvarene skal sendes til Justervesenet som sammenligner resultatene mot en referanseverdi.
Wellbore 7324/9-1 will be drilled from the Transocean Spitsbergen drilling facility at position 73° 19' 29.28'' north and 24° 50' 24.24'' east. 
Brønn 7324/9-1 skal borast frå boreinnretninga Transocean Spitsbergen i posisjon 73° 19' 29.28'' nord og 24° 50' 24.24'' aust.
The drilling programme for wellbore 7324/9-1 relates to drilling of a wildcat well in production licence 614. 
Boreprogrammet for brønn 7324/9-1 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 614.
The other licensee is Idemitsu Petroleum Norge AS (40 per cent). 
Den andre rettshavarane er Idemitsu Petroleum Norge AS (40 prosent).
The area in this licence consists of blocks 7324/9 and 7325/7. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 7324/9 og 7325/7.
The well will be drilled about 20 kilometres southeast of the 7324/8-1 oil discovery and about 300 kilometres north of Hammerfest. 
Brønnen blir bora om lag 20 kilometer søraust for oljefunnet 7324/8-1 og om lag 300 kilometer nord for Hammerfest.
Production licence 614 was awarded on 13 May 2011 (21st licensing round on the Norwegian shelf). 
Utvinningsløyve 614 vart delt ut den 13. mai 2011 (21 konsesjonsrunde på norsk sokkel).
Well 7325/1-1 will be drilled from the Transocean Spitsbergen drilling facility at position 73°54'49.50"north and 25°06'59.70"east. 
Brønn 7325/1-1 skal borast frå boreinnretninga Transocean Spitsbergen i posisjon 73°54'49,50"nord og 25°06'59,70"aust.
The drilling programme for well 7325/1-1 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 615. 
Boreprogrammet for brønn 7325/1-1 gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 615.
Statoil Petroleum AS is the operator with a 35 per cent ownership interest. 
Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 35 prosent.
The area in this licence consists of blocks 7324/1, 2, 3 and 7325/1. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 7324/1, 2, 3 og 7325/1.
Wellbore 8/10-6 S will be drilled from the Mærsk Giant drilling facility at position 57°3’09.92’’N and 3°3’42.12”E. 
Brønn 8/10-6 S skal borast frå boreinnretninga Mærsk Giant i posisjon 57°3’09,92’’ nord og 3°3’42,12” aust.
The drilling program for wellbore 8/10-6 S relates to drilling of a wildcat well in production licence 405. 
Boreprogrammet for brønn 8/10-6 S gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 405.
Centrica Energi (Norge) AS is the operator with an ownership interest of 40 per cent. 
Centrica Energi (Norge) AS er operatør med 40 prosent del.
The licensees are Suncor Energy Norge AS with 30 per cent, Faroe Petroleum Norge AS with 15 per cent and Tullow Oil Norge AS with 15 per cent ownership interests. 
Rettshavarar er Suncor Energy Norge AS med 30 prosent, Faroe Petroleum Norge AS med 15 prosent og Tullow Oil Norge AS med 15 prosent del.
The area in this production licence is located in the southern part of the North Sea and consists of parts of blocks 7/9, 7/12, 8/7, 8/8, 8/10 and 8/11. 
Arealet i dette utvinningsløyvet ligg i den sørlege delen av Nordsjøen, og består av delar av blokkene 7/9,7/12,8/7,8/8,8/10 og 8/11.
Wellbore 8/10-6 S is the sixth exploration well in this production licence. 
Brønn 8/10-6 S er den sjette leitebrønnen i dette utvinningsløyvet.
The drilling permit is contingent upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities prior to commencing drilling activities. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Well 10/4-1 will be drilled from the Borgland Dolphin drilling facility in position 57°40’20.08’’ north and 5°09’18.79’’ east. 
Brønn 10/4-1 skal borast frå boreinnretninga Borgland Dolphin i posisjon 57°40’20,08’’nord og 5°09’18,79’’ aust.
The drilling programme for well 10/4-1 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 734. 
Boreprogrammet for brønn 10/4-1 gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 734.
Wintershall Norge AS is the operator with a 40 per cent ownership interest. 
Wintershall Norge AS er operatør med 40 prosent del.
The other licensees are Centrica Resources (Norge) AS and Lundin Norway AS with 30 per cent each. 
Dei andre rettshavarane er Centrica Resources (Norge) AS og Lundin Norway AS med 30 prosent del kvar.
Production licence 734 was awarded in APA 2013. 
Utvinningsløyve 734 blei tildelt i TFO 2013.
The area in this production licence lies in the south-eastern part of the North Sea and consists of the eastern part of block 10/4. 
Arealet i dette utvinningsløyvet ligg i den søraustlige delen av Nordsjøen og består av den austlige delen av blokk 10/4.
Well 10/4-1 is the first exploration well in this production licence. 
Brønn 10/4-1 er den første leitebrønnen i dette utvinningsløyvet.
The permit is contingent upon the operator securing all other consents and permits required by other authorities prior to commencing the drilling activity. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Well 1/5-5 will be drilled from the Mærsk Gallant drilling facility at position 56°43’48’’ N and 02°39’20” E. 
Brønn 1/5-5 skal borast frå boreinnretninga Mærsk Gallant i posisjon 56°43’48’’ nord og 02°39’20” aust.
The drilling program for well 1/5-5 applies to drilling of a wildcat well in production licence 618. 
Boreprogrammet for brønn 1/5-5 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 618.
Total E&P Norge AS is the operator with an ownership interest of 60 per cent. 
Total E&P Norge AS er operatør med ein del på 60 prosent.
The licensees are GDF Suez E&P Norge AS and Petoro AS, both with 20% ownership interests. 
Rettshavarar er GDF Suez E&P Norge AS og Petoro AS begge med 20 % eigedel.
Production licence 618 was awarded in 2012 (APA 2011). 
Utvinningsløyve 618 vart delt ut i 2012 (TFO 2011).
The production licence is located in the southern North Sea and borders on the UK shelf. 
Løyvet ligg sør i Nordsjøen og grensar mot engelsk sokkel.
The area in this licence consists of parts of the blocks 1/2, 3, 5, 6 and 9/10. 
Arealet består av delar av blokkene 1/2,3,5,6 og 9.
The well will be drilled around 40 km northwest of the Ekofisk field. 
Brønnen vert bora rundt 40 km nordvest for Ekofiskfeltet.
This is the first well to be drilled in the licence. 
Dette vil verte den fyrste brønnen bora i utvinningsløyvet.
Well 15/12-24 S will be drilled from the Maersk Giant drilling facility at position 58°07’26.79’’ north 01°55’22.64’’ east, just northeast of the Varg field in the central part of the North Sea. 
Brønn 15/12-24 S skal borast frå boreinnretninga Maersk Giant i posisjon 58°07’26,79’’ nord 01°55’22,64’’ aust like nordaust for Varg-feltet i den midtre delen av Nordsjøen.
The drilling programme for well 15/12-24 S relates to the drilling of a wildcat well in production licence 672, where Talisman Energy Norge AS is the operator. 
Boreprogrammet for brønnen 15/12-24 S gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 672, der Talisman Energy Norge AS er operatør.
The other licensees are Ithaca Petroleum Norge AS, Det norske oljeselskap ASA and Fortis Petroleum Norway AS. 
Dei andre rettshavarane er Ithaca Petroleum Norge AS, Det norske oljeselskap ASA og Fortis Petroleum Norway AS.
The licensees, including the operator, all have an ownership interest of 25 per cent in the licence. 
Rettshavarane inklusiv operatør har alle 25 prosent del i løyvet.
The area in this licence consists of parts of blocks 25/12 and 16/10. 
Arealet i dette løyvet består av del av blokk 25/12 og 16/10.
Production licence 672 was awarded on 8 February 2013 (APA 2012). 
Utvinningsløyve 672 vart tildelt 8. februar 2013 (TFO 2012).
This is the first exploration well in the licence, but two exploration wells have been drilled previously within the same area. 
Dette er den fyrste leitebrønnen i løyvet, men det er bora to leitebrønnar tidlegare innafor same areal.
Well 15/6-13 S will be drilled from the Songa Trym drilling facility in position 58°36’55.51’’ north 01°45’40.49’’ east near the Gina Krogh field in the central North Sea. 
Brønn 25/6-13 skal borast frå boreinnretninga Songa Trym i posisjon 58°36’55,51” nord og 01°45’40,49”aust nær Gina Krogfeltet i den midtre delen av Nordsjøen.
The other licensees are Total E&P Norge AS and Det norske oljeselskap ASA with 30 and 20 per cent, respectively. 
Dei andre rettshavarane er Total E&P Norge AS og Det norske oljeselskap ASA med henholdsvis 30 og 20 prosent kvar.
The area in this licence consists of part of block 15/6. 
Arealet i dette løyvet består av del av blokkene 15/6.
Production licence 029 B was awarded on 11 May 2001 after being partitioned off from PL 029, which was awarded in the 2nd licensing round in 1969. 
Utvinningsløyve 029 B vart delt ut 11. mai 2001 etter deling frå 029 som var tildelt i 2. konsesjonsrunde i 1969.
This is the second wildcat well to be drilled in the licence, but wildcat wells have previously been drilled within the area covered by this licence. 
Dette er den andre undersøkingsbrønnen som vert bora i løyvet, men det er bora undersøkingsbrønnar tidlegare innanfor det arealet dette løyvet dekker.
Wells 15/6-13 A and B will be drilled from the Songa Trym drilling facility at position 58°36’55.48” north and 01°45’40.58” east near the Gina Krog field in the central part of the North Sea. 
Brønnane 15/6-13 A og B skal borast frå boreinnretninga Songa Trym i posisjon 58°36’55,48” nord og 01°45’40,58”aust nær Gina Krog-feltet i den midtre delen av Nordsjøen.
The other licensees are Total E&P Norge AS and Det norske oljeselskap ASA with 30 and 20 per cent each, respectively. 
Dei andre rettshavarane er Total E&P Norge AS og Det norske oljeselskap ASA med respektive 30 og 20 prosent kvar.
The area in this licence consists of a part of block 15/6. 
Arealet i dette løyvet består av del av blokk 15/6.
Production licence 029 B was awarded on 11 May 2001 after being carved out of 029, which was awarded in the 2nd licensing round in 1969. 
Utvinningsløyve 029 B vart tildelt 11. mai 2001 etter deling frå 029 som var tildelt i 2. konsesjonsrunde i 1969.
These are the third and fourth exploration wells to be drilled in the licence, but wildcat wells have been drilled before within the area this licence covers. 
Dette er den tredje og fjerde undersøkingsbrønnen som blir bora i løyvet, men det er bora undersøkingsbrønnar tidlegare innanfor det arealet dette løyvet dekker.
FactPages 
Faktasider
Available from http://factpages.npd.no in XSL (Excel), XML and CSV formats 
Tilgjengelig fra http://factpages.npd.no i formatene XSL (Excel), XML og CSV.
Available from the data hotel http://data.norge.no/data/oljedirektoratet/oljedirektoratet as an Internet service. 
Tilgjengelig fra datahotellet http://data.norge.no/data/oljedirektoratet/oljedirektoratet som webservice.
REST-API in XML, JSON(P), CSV and YAML formats. 
REST-API i formatene XML, JSON(P), CSV og YAML.
(The data hotel retrieves its content from the FactPages.) 
(Datahotellet henter innholdet via faktasider.)
FactMaps shows geographical information and is closely integrated with the Fact Pages. 
Faktakart viser geografisk informasjon og er tett integrert med faktasider.
HTML5-version: http://gis.npd.no/factmaps/html_20 
HTML5-versjon: http://gis.npd.no/factmaps/html_20
Also available as ArcGIS REST-API, WebMapService (WMS) and WebFeatureService (WFS), http://www.npd.no/en/Maps/Fact-maps/ 
Også tilgjengelig som ArcGIS REST-API, WebMapService (WMS) og WebFeatureService (WFS), http://www.npd.no/no/Kart/Faktakart
Well 16/1-22 S will be drilled from the Maersk Interceptor drilling facility at position 58°54’23.1’’ north 02°09’43.2’’ east in production licence 001 B, after completing the drilling of appraisal wells 16/1-21 S and 16/1-21 A. 
Brønn 16/1-22 S skal borast frå boreinnretninga Maersk Interceptor i posisjon 58°54’23,1’’ nord 02°09’43,2’’ aust i utvinningsløyve 001 B etter at boring av avgrensingsbrønnane 16/1-21 S og 16/1-21 A er avslutta.
The drilling programme for well 16/1-22 S relates to the drilling of an appraisal well on the Ivar Aasen field, where Det norske is the operator with an ownership interest of 34.7862 per cent. 
Boreprogrammet for brønn 16/1-22 S gjeld boring av avgrensingsbrønn på Ivar Aasen-feltet, der Det norske er operatør med 34,7862 prosent del.
The other licensees are Statoil Petroleum AS with 41.4730 per cent, Bayerngas Norge AS with 12.3173 per cent, Wintershall Norge AS with 6.4615 per cent, VNG Norge AS with 3.0230 per cent, Lundin Norway AS with 1.3850 per cent and OMV (Norge) AS with 0.5540 per cent. 
Dei andre rettshavarane er Statoil Petroleum AS med 41,4730 prosent, Bayerngas Norge AS med 12,3173 prosent, Wintershall Norge AS med 6,4615 prosent, VNG Norge AS med 3,0230 prosent, Lundin Norway AS med 1,3850 prosent og OMV (Norge) AS med 0.5540 prosent.
The well was drilled in the south-western part of the Ivar Aasen field in the central part of the North Sea. 
Brønnen vert bora i den sørvestlege delen av Ivar Aasen-feltet i midtre del av Nordsjøen.
On 1 September 1999, production licence 001 B was carved out of production licence 001, which was awarded on 1 September 1965 (Round 1-A). 
Utvinningsløyve 001 B ble skilt ut i 1. september 1999 frå utvinningsløyve 001, som blei tildelt 1. september 1965 (Runde 1-A).
This is the seventh exploration well to be drilled within the licence area and the ninth on the Ivar Aasen field. 
Dette er den sjuande leitebrønnen som blir bora innafor løyvet sitt areal og den niande på Ivar Aasen-feltet.
Despite the delay of the original seismic ship M/V BOS Arctic, and a fire in the engine room of the replacement vessel Atlantic Explorer, seismic data was acquired as planned. 
Til tross for at det opprinnelige seismikkskipet M/V BOS Arctic ble forsinket, og erstatningsfartøyet Atlantic Explorer fikk en brann i maskinrommet, så ble det den planlagte seismikken samlet inn.
The acquisition of seismic data didn’t start until 3 July, while the planned start-up date was 24 June. 
Innsamlingen kom først i gang 3. juli, mens planlagt oppstart var satt til 24. juni.
In July, 3D seismic data was acquired in an area delimited by the following coordinates: 
I juli ble det samlet inn 3D-seismikk i et område som er avgrenset av disse koordinatene:
But the question is how much oil and gas it will be possible to produce in these far northern regions. 
Men hvor mye olje og gass er det mulig å utvinne i nordområdene?
In many respects, the circumpolar continental shelf represents a new oil province in the sense that the Cold War only ended there just over a decade ago. 
På mange måter en den sirkumpolare kontinentalsokkelen en ny oljeprovins.
The exploration potential of the Arctic is substantial. 
Letepotensialet i arktiske strøk er betydelig.
Nothing new Petroleum operations in the Arctic are nothing new. 
Prudhoe Bay.
Russians, Americans and Canadians have drilled there for many years, and the region already contains two core areas for world oil and gas output - Alaska and Siberia. 
Sibir er også i tungvektsklassen og har i mange år vært ryggraden i Russlands produksjon av olje og gass.
A start has been made to offshore activities in several places, but technology - and resource requirements - have first focused attention on far northern waters over the past decade. 
Tilløp til offshoreaktivitet har det vært flere steder, men det er først det siste tiåret at teknologi ? og ressursbehov ? har dreid søkelyset i Arktis utaskjærs.
The Arctic climate is demanding enough on land, with cold, wind, permafrost and 24-hour winter darkness as powerful opponents. 
Klimaet i Arktis er krevende nok på land, med kulde, vind, permafrost og mørketid som mektige motspillere.
Exploration wells are expensive when drilled from ice floes or vessels specially designed for icy waters. 
Letebrønner boret fra installasjoner på isflak, eller med fartøy spesialbygd for å tåle skruis, er dyre.
Its deepest part goes down to almost 5 500 metres. 
På det dypeste er det nesten 5500 meter.
In some areas, it extends a long way towards the pole. 
Ved kysten av Alaska, Canada og Grønland er sokkelen vesentlig smalere.
The corresponding areas off Alaska, Canada and Greenland are significantly narrower. 
Seks stater råder over en arktisk kontinentalsokkel; Norge, Russland, USA, Canada, Island og Danmark (Grønland).
Six countries have an Arctic continental shelf - Norway, Russia, the USA, Iceland and Denmark via Greenland. 
Av disse er Russland desidert størst - hav og land inkludert favner Russland over 50 prosent av Arktis.