natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The well was drilled to a vertical depth of 3020 metres below the sea surface, and was terminated in the Drake formation in the Middle Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3020 meter under havflaten, og ble avsluttet i Drakeformasjonen i midtre jura.
Water depth is 378 metres. 
Havdypet er 378 meter.
The well was drilled by the COSL Pioneer drilling facility. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen COSL Pioneer.
The licensees in production licence 120 are Statoil (operator), Petoro, ConocoPhillips and Total. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 120 er Statoil (operatør), Petoro, ConocoPhillips og Total.
Appraisal well 35/9-8 was drilled 1.8 kilometres north of the 35/9-7 discovery well. 
Avgrensningsbrønn 35/9-8 er boret 1,8 kilometer nord for funnbrønnen 35/9-7.
The 35/9-7 oil discovery was proven in 2012 in Upper Jurassic reservoir rocks («intra Heather sandstones») about 16 kilometres southwest of the Gjøa field in the northeastern part of the North Sea. 
Oljefunnet 35/9-7 ble påvist i 2012 i øvre jura reservoarbergarter («intra Heather sandsteiner») om lag 16 kilometer sørvest for Gjøafeltet i den nordøstlige delen av Nordsjøen.
After drilling well 35/9-7, the resource estimate for the discovery was between 10 and 25 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil. 
Etter boring av brønn 35/9-7 var ressursanslaget for funnet på mellom 10 og 25 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.
The objective of well 35/9-8 was to delineate the discovery. 
Hensikten med brønn 35/9-8 var å avgrense funnet.
The well encountered an oil column of 64 metres (gross) in the Heather formation, with reservoir rocks and reservoir quality as expected. 
Brønnen påtraff en oljekolonne på 64 meter (brutto) i Heatherformasjonen, med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet.
Preliminary estimation of the size of the discovery is between 10 and 25 million Sm3 of recoverable oil. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 10 og 25 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The oil/water contact was encountered. 
Olje/vann-kontakten ble påtruffet.
A successful formation test was completed. 
En vellykket formasjonstest ble gjennomført.
The maximum production rate from a 13-metre interval in the reservoir was 300 standard cubic metres (Sm3) oil and 53 400 Sm3 gas per flow day through a 24/64-inch nozzle opening. 
Maksimum produksjonsrate fra et 13 meter intervall i reservoaret var på 300 standard kubikkmeter (Sm3) olje og 53 400 Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 24/64 tommers dyseåpning.
The licensees in production licence 418 will consider producing the discovery together with other discoveries in the area of the Gjøa field, or as an independent development. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 418 vil vurdere å produsere funnet sammen med andre funn i området mot Gjøafeltet eller som en selvstendig utbygging.
This is the second exploration well in production licence 418. 
Dette er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 418.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 3232 metres below the sea surface, and was terminated in the Middle Jurassic Rannoch formation. 
Avgrensningsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3232 meter under havflaten, og ble avsluttet i Rannochformasjonen i midtre jura.
The water depth is 368 metres. 
Havdypet er 368 meter.
The well was drilled by Transocean Arctic, which will proceed to production licence 511 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6406/6-3 where Wintershall Norge AS is the operator. 
Brønnen ble boret av Transocean Arctic, som skal til utvinningstillatelse 511 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6406/6-3 der Wintershall Norge AS er operatør.
The well was drilled about 8 km west of the Gjøa field in the North Sea. 
Brønnen er boret om lag 8 kilometer vest for Gjøafeltet i Nordsjøen.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in reservoir rocks in the Upper Jurassic (the Viking group). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i øvre jura (Vikinggruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle Jurassic Age (the Brent group). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura alder (Brentgruppen).
The well encountered reservoir rocks in the Viking and Brent group with reservoir quality as expected. 
Brønnen påtraff reservoarbergarter i Viking- og Brentgruppen med reservoarkvalitet som forventet.
The well is classified as dry, with traces of petroleum. 
Brønnen klassifiseres som tørr, med spor av petroleum.
This is the ninth exploration well in production licence 153. 
Dette er den niende letebrønnen i utvinningstillatelse 153.
35/9-9 was drilled to a vertical depth of 3298 metres below the sea surface, and was terminated in Triassic rocks. 
35/9-9 ble boret til et vertikalt dyp på 3298 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av trias alder.
Water depth at the site is 360 metres. 
Havdypet er 360 meter.
Well 35/9-9 was drilled by the Transocean Barents drilling facility, which will now proceed to production licence 551 in the North Sea to drill wildcat well 31/3-4, where Tullow Oil Norge AS is the operator. 
Brønn 35/9-9 ble boret av boreinnretningen Transocean Barents som nå skal til utvinningstillatelse 551 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 31/3-4 der Tullow Oil Norge AS er operatør.
Storting White Paper 37 (2008-2009) Comprehensive management of the marine environment in the Norwegian Sea (the management plan) forms the basis for the opening process for the waters on the Norwegian side of Jan Mayen. 
Utgangspunktet for opningsprosessen for havområda på norsk side ved Jan Mayen er Stortingsmelding 37 (2008-2009) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Norskehavet (forvaltningsplan).
The Ministry of Petroleum and Energy (MPE) is responsible for implementing such an impact assessment, while the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) will play a role in the work of mapping the petroleum resource base. 
Olje- og energidepartementet (OED) har ansvaret for å gjennomføre ei slik konsekvensutreiing, medan Oljedirektoratet har ein rolle i arbeidet med kartlegge ressursgrunnlaget for petroleum.
On the initiative of Minister of Petroleum and Energy Terje Riis-Johansen, a Norwegian delegation recently visited Jan Mayen. 
Nyleg besøkte ein norsk delegasjon Jan Mayen, på initiativ frå olje- og energiminister Terje Riis-Johansen.
The NPD was represented by Director General Bente Nyland and Exploration Director Sissel Eriksen (above). 
Frå Oljedirektoratet deltok oljedirektør Bente Nyland og leitedirektør Sissel Eriksen (biletet).
”With the data available today, we cannot say anything about the resource base or the oil and gas potential on the shelf around Jan Mayen,” comments Sissel Eriksen. 
”Med dagens data er det ikkje muleg å seie noko om ressursgrunnlaget eller olje- og gasspotensialet på sokkelen ved Jan Mayen,” kommenterer Sissel Eriksen.
She maintains that more data is needed to improve the available knowledge about the area. 
Ho held fram at det trengst meir data for å få betre kunnskap om området.
Acquisition of seismic data and shallow drilling are common methods of mapping the subsurface. 
Innsamling av seismikk og grunne boringar er vanlege metodar for å kartlegge undergrunnen.
”We have some seismic data already, but the distance between the lines is far too great. 
”Vi har ein del seismiske data allereie, men det er altfor stor avstand mellom linjene.
We also have some shallow drilling data, but these are not optimally located, in part because of the inferior seismic data. 
I tillegg har vi nokre grunne boringar, men dei er ikkje optimalt plassert, mellom anna på grunn av for dårlige seismiske data.
That is why we need more data, both seismic and shallow boreholes.” 
Difor treng vi meir data, både seismikk og grunne borehol.”
What we do know about the area around Jan Mayen is that it contains both rocks that can form petroleum (source rocks) and rocks that can store petroleum (reservoir rocks). 
Det ein veit om området rundt Jan Mayen er at det både finst bergartar som kan danne petroleum (kjeldebergartar) og oppbevare petroleum (reservoarbergartar) der.
Before the Norwegian Sea was formed, Jan Mayen was connected to Norway and Eastern Greenland. 
Før Norskehavet vart danna, hang Jan Mayen saman med Noreg og Aust-Grønland.
”We are reasonably certain that we will find the same rocks off Jan Mayen as we have seen on Haltenbanken and near Eastern Greenland," says Eriksen. 
”Vi er rimelig sikre på at vi vil finne dei same bergartane utanfor Jan Mayen som på Haltenbanken og ved Aust-Grønland,” seier Eriksen.
When the Norwegian Sea was formed, the subsurface cracked, releasing large volumes of lava. 
Då Norskehavet vart danna, sprakk undergrunnen opp, og det seiv ut store mengder lava.
This hardened lava, or basalt, lies on top of and in-between the geological strata. 
Denne størkna lavaen, eller basalten, ligg oppå og mellom dei geologiske laga.
”The basalt "masks" the underlying rocks, making it difficult to obtain good data," explains the exploration director. 
”Basalten ”maskerer” bergartane under og gjer det vanskeleg å få gode data,” forklarer leitedirektøren.
The mean temperature in summer is 5-8 degrees Celsius, while the winter temperature averages -2-0 degrees Celsius. 
Om sommaren er middeltemperaturen 5-8 grader Celsius, vintertemperaturen er -2-0 grader Celsius.
Wind speeds average six metres per second during the summer, and ten metres per second in the winter. 
I snitt er det seks sekundmeter vind om sommaren, ti sekundmeter om vinteren.
Fog is often prevalent during the summer months. 
Ofte er det tåke i sommarhalvåret.
Icing may occur during the winter months, but with the current climate there is no danger of sea ice. 
Av og til er det ising i vinterhalvåret, men det er ingen fare for havis ved dagens klima.
The waves are lower than is the case off Norway's western coast, and the 100-year wave is 12 metres, compared with 14 metres in the North Sea. 
Bølgjene er lågare enn utanfor Vest-Noreg, hundreårsbølgja er tolv meter, i Nordsjøen er ho 14 meter.
(Source: The Icelandic energy agency Orkustofnun) 
(Kjelde: Orkustofnun)
”Deep water, the long distance from land and to pipelines and production facilities, as well as the location quite far from the market, means that profitable development would require a relatively large discovery," comments Eriksen. 
”Djupt vatn, stor avstand frå land, stor avstand frå røyrleidningar og produksjonsinnretningar samt stor avstand til marknaden gjer at det må eit relativt stort funn til for at det skal lønne seg å bygge det ut,” kommenterer Eriksen.
Going forward, the MPE's process involves preparing an outline of what must be studied – i.e. a proposed study program. 
Prosessen vidare frå OED no er at det skal det utarbeidast ei skildring av kva som skal utreiast - altså forslag til utreiingsprogram.
The proposed study program must be submitted for consultation, and the consultation bodies will have an opportunity to comment. 
Utkastet til utreiingsprogram skal så sendast på høyring, og høyringsinstansane får høve til å kommentere.
Based on the input and the draft program, the MPE will determine the final program before the impact assessment is implemented. 
Med utgangspunkt i innspel og utkast til program fastset OED det endelege programmet før konsekvensutreiinga vert gjennomført.
The studies, the consultation submissions and other relevant information that emerges during the process will form the basis for the Storting White Paper which will be submitted to the Storting prior to a final resolution on whether or not to open the area. 
Utreiingane, høyringsuttalingane og annan relevant informasjon som er kome fram i prosessen dannar grunnlaget for stortingsmeldinga som blir lagt fram for Stortinget før det endeleg blir fatta eit vedtak om opning eller ikkje opning av området.
The first licensing round on the Icelandic shelf was announced this spring, with awards planned for the autumn of 2009. 
I vår vart den første konsesjonsrunden på islandsk sokkel lyst ut, med planlagt tildeling hausten 2009.
The licensing round includes blocks in the Icelandic portion of the Jan Mayen ridge (the Dreki area). 
Runden omfattar blokker i den islandske delen av Jan Mayen-ryggen (Dreki-området).
The drilling took place two kilometres south of the Trym field in the southern part of the North Sea. 
Boringen fant sted to kilometer sør for Trymfeltet i den sørlige delen av Nordsjøen.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Sandnes and Bryne formations). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Sandnes- og Bryneformasjonene).
The secondary exploration target was to prove petroleum in the Maureen formation in the Palaeocene. 
Sekundært boremål var å påvise petroleum i Maureenformasjonen i paleocen.
Oil and gas were proven in a gross column of 159 metres in the Sandnes and Bryne formations with reservoir rocks and reservoir quality as expected. 
Det ble påvist olje og gass i en brutto kolonne på 159 meter i Sandnes- og Bryneformasjonene med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet.
The well encountered the Maureen formation with reservoir rocks and reservoir quality as expected, but it was dry. 
Brønnen påtraff Maureenformasjonen med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet, men der var det tørt.
The preliminary estimation of the size of the discovery is between one and two million Sm3 of recoverable oil equivalents. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom mellom1 og to 2 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees will assess whether the discovery, which is part of the same licence as the Trym field, is commercial. 
Rettighetshaverne vil vurdere drivverdigheten av funnet, som er i samme tillatelse som Trymfeltet.
Production licence 147 was awarded in 1988 (12th licensing round). 
Utvinningstillatelse 147 ble tildelt i 1988 (12. konsesjonsrunde).
Well 3/7-8 S is the fourth exploration well in the production licence. 
Brønn 3/7-8 S er den fjerde letebrønnen i utvinningstillatelsen.
The well was drilled to a vertical depth of 3688 and measured depth of 4143 metres below the sea surface and terminated in the Permian (the Zechstein Group). 
Brønnen ble boret til et vertikalt og målt dyp av 3688 og 4143 meter under havflaten og avsluttet i perm (Zechsteingruppen).
Water depth at the site is 65 metres. 
Havdypet er 65 meter.
Well 3/7-8 S was drilled by the Maersk Giant drilling facility which will now proceed to neighbouring licence 289 to drill wildcat well 3/7-9 S where DONG E&P Norge AS is the operator. 
Brønn 3/7-8 S ble boret av boreinnretningen Maersk Giant som nå skal til nabotillatelse 289 for å bore undersøkelsesbrønn 3/7-9 S der DONG E&P Norge AS er operatør.
The objective of the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Sandnes and Bryne formations). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i midtre jura (Sandnes- og Bryneformasjonen).
3/7-9 S is the second exploration well in production licence 289. 
3/7-9 S er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 289.
The licence was awarded in the North Sea Awards 2002. 
Tillatelsen ble tildelt i NST 2002.
The well was drilled to a vertical depth of 3631 metres below the sea surface and was terminated in the Skagerrak formation in the Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3631 meter under havflaten og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i trias.
The water depth is 63 metres. 
Havdypet er 63 meter.
Well 3/7-9 S was drilled by the Mærsk Giant drilling facility which will now proceed to production licence 299 in the North Sea to drill wildcat well 2/1-16 S where Talisman Energy Norge AS is the operator. 
Brønn 3/7-9 S ble boret av boreinnretningen Mærsk Giant som nå skal til utvinningstillatelse 299 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 2/1-16 S der Talisman Energy Norge AS er operatør.
The well was drilled about 60 kilometres east of the Trym field in the southern part of the North Sea. 
Brønnen er boret om lag 60 kilometer øst for Trymfeltet i den sørlige delen av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Paleocene reservoir rocks (the Lista formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre paleocene reservoarbergarter (Lista-formasjonen).
The well encountered the Lista formation with reservoir quality as expected. 
Brønnen påtraff Listaformasjonen med reservoarkvalitet som forventet.
Data acquisition and sampling have been carried out which show that the reservoir rock is water-bearing. 
Det er utført datainnsamling og prøvetaking som viser at reservoarbergarten er vannførende.
4/4-1 is the first exploration well in production licence 541. 
4/4-1 er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 541.
The well was drilled to a vertical depth of 1969 metres below the sea surface and was terminated in the Tor formation in the Upper Cretaceous. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1969 meter under havflaten og ble avsluttet i Torformasjonen i øvre kritt.
The water depth is 62 metres. 
Havdypet er 62 meter.
Well 4/4-1 was drilled by the Maersk Giant drilling facility which will now proceed to production licence 405 in the southern part of the North Sea to drill wildcat well 8/10-5 S, where Centrica Resources (Norge) AS is the operator. 
Brønn 4/4-1 ble boret av boreinnretningen Maersk Giant som nå går til utvinningstillatelse 405 i den sørlige delen av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 8/10-5 S, hvor Centrica Resources (Norge) AS er operatør.
Wellbore 6406/6-2 will be drilled from the drilling facility West Alpha in position 64° 31' 0,47'' N og 6° 53' 8,59'' E. 
Brønnbane 6406/6-2 skal bores fra boreinnretningen West Alpha i posisjon 64° 31' 0,47'' Nord og 6° 53' 8,59'' Øst.
The drilling programme for wellbore 6406/6-2 concerns drilling of a wildcat well in production licence 255. 
Boretillatelsen for brønnbane 6406/6-2 gjelder boring av undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 255.
The licensees in production licence 255 are: Shell: 30 % (operator) Petoro: 30 % Statoil: 20 % Total: 20 % 
Rettighetshavere er: Shell 30% Petoro 30 % Statoil 20 % Total 20 %
Production licence 255. was awardedin the 16th concession round in the year 2000. 
Utvinningstillatelse 255 ble tildelt i 16. runde i 2000.
6406/6-2 is the third well to be drilled within this production licence. 
Brønn 6406/6-2 er tredje brønn som bores i tillatelsen.
West Alpha is currently drilling well 6406/3-7 for Statoil i the Norwegian Sea. 
West Alpha borer for tiden brønn 6406/3-7 for Statoil i Norskehavet.
The permit is granted on the condition that all other permits and consents required by the authorities have been granted prior to commencement of the drilling activities. 
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
The well was drilled about 25 kilometres south of the Tyrihans field and about 15 kilometres northeast of the 6406/9-1 Linnorm discovery. 
Brønnen er boret om lag 25 kilometer sør for Tyrihansfeltet og om lag 15 kilometer nordøst for funnet 6406/9-1 Linnorm.
The primary and secondary exploration targets for the well were to prove petroleum in Middle to Lower Jurassic reservoir rocks (the Ile, Tofte and Tilje formations). 
Primært og sekundært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre til nedre jura reservoarbergarter (Ile-, Tofte- og Tiljeformasjonen).
It encountered the Ile, Tofte and Tilje formations with better reservoir rocks and reservoir quality than expected, but the formations are water-bearing. 
Den påtraff Ile-, Tofte- og Tiljeformasjonen med bedre reservoarbergarter og reservoarkvalitet enn forventet, men formasjonene er vannførende.
Gas was also encountered in a 14-metre gross column in the Garn formation in Middle Jurassic. 
I tillegg ble det påtruffet gass i en 14 meter brutto kolonne i Garnformasjonen i midtre jura.
Preliminary calculation of the size of the discovery is between 0.55 and 0.62 billion Sm3 of recoverable gas. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,55 og 0,62 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The size of the discovery is not commercially interesting at this time. 
Størrelsen på funnet er foreløpig ikke økonomisk interessant.
The well was not formation tested, but data acquisition and sampling were carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking.
6406/6-3 is the first exploration well in production licence 511. 
6406/6-3 er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 511.
The well was drilled to a vertical depth of 4395 metres below the sea surface, and was terminated in the Åre formation in the Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4395 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Water depth at the site is 243 metres. 
Havdypet er 243 meter.
6406/6-3 was drilled by the Transocean Arctic drilling facility, which will proceed to production licence 492 in the Barents Sea to drill wildcat well 7120/1-3, where Lundin Norway AS is the operator. 
6406/6-3 ble boret av boreinnretningen Transocean Arctic som skal til utvinningstillatelse 492 i Barentshavet for å bore undersøkelsesbrønn 7120/1-3, der Lundin Norway AS er operatør.
The well was drilled about 15 kilometres northwest of the Njord field and 7 kilometres southeast of the 6406/9-1 Linnorm gas discovery, in the southern part of the Norwegian Sea. 
Brønnen er boret om lag 15 kilometer nordvest for Njordfeltet og 7 kilometer sørøst for gassfunnet 6406/9-1 Linnorm, i den sørlige delen av Norskehavet.
The primary and secondary exploration targets for the well were to prove petroleum in Middle to Lower Jurassic reservoir rocks (Ile, Tofte and Tilje formations). 
Primært og sekundært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre til nedre jura reservoarbergarter (Ile - , Tofte- og Tiljeformasjonen).
The well encountered the Ile, Tofte and Tilje formations with variable reservoir quality. 
Brønnen påtraff Ile-, Tofte- og Tiljeformasjonen med variabel reservoarkvalitet.
A thin gas column was encountered in the Ile formation, but the size of the discovery is not commercially interesting. 
I Ileformasjonen ble det påtruffet en tynn gasskolonne, men størrelsen på funnet er ikke av økonomisk interesse.
The other reservoir rocks were dense or aquiferous. 
De øvrige reservoarbergartene var tette eller vannførende.
6406/9-3 is the fifth exploration well in production licence 255. 
6406/9-3 er den femte letebrønnen i utvinningstillatelse 255.
The licence was awarded in the 16th licensing round in 2000. 
Tillatelsen ble tildelt i 16. konsesjonsrunde i 2000.
The well was drilled to a vertical depth of 5095 metres below the sea surface, and was terminated in the Tilje formation in Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret ned til et vertikalt dyp av 5095 meter under havflaten, og ble avsluttet i Tiljeformasjonen i nedre jura.
Water depth is 298 metres. 
Havdypet er 298 meter.
6406/9-3 was drilled by the Transocean Barents drilling facility, which will now drill wildcat well 35/9-9 in production licence 153 in the North Sea, where GDF SUEZ E&P Norge AS is the operator. 
6406/9-3 ble boret av boreinnretningen Transocean Barents som nå skal bore undersøkelsesbrønn 35/9-9 i utvinningstillatelse 153 i Nordsjøen, der GDF SUEZ E&P Norge AS er operatør.
Contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel.+ 47 51 87 61 00 
Kontaktperson i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Garn and Ile formations). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Garn- og Ile formasjonene).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks in Lower Cretaceous (the Lange formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter i nedre kritt (Langeformasjonen).