natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Two formation tests were carried out, along with extensive data collection and sampling in the well. 
Det ble gjennomført to formasjonstester og omfattende datainnsamling og prøvetaking i brønnen.
The maximum production rate was 620 Sm3 of oil per flow day through a 54/64-inch diameter nozzle. 
Maksimum produksjonsrate var 620 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 54/64 tommer dyseåpning.
The reservoir interval in the well showed a lower percentage of sandstone and more coarse conglomerates. 
Reservoarintervallet i brønnen viste lavere andel sandstein og mer grove konglomerater.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 2125 metres below the sea surface, and was concluded in rocks presumably from the Triassic Age. 
Avgrensingsbrønnen er boret til et vertikalt dyp på 2125 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av antatt trias alder.
The water depth at the site was 110 metres. 
Havdypet var 110 meter.
The well is being drilled by the semisubmersible drilling facility Bredford Dolphin, which will now proceed to production licence 029 B in the North Sea to drill wildcat well 15/6-10 where ExxonMobil Exploration & Production Norway AS is operator. 
Brønnen bores av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Bredford Dolphin, som skal til utvinningstillatelse 029 B i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 15/6-10 der ExxonMobil Exploration & Production Norway AS er operatør.
The licensees in production licence 338 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 338
The result is disappointing. 
Resultatet er skuffende.
The well proved two smaller gas columns in sandstones of Middle Triassic age. 
Den siste brønnen påviste to mindre gasskolonner i sandsteiner av midtre trias alder.
The reservoir quality is medium in the shallower discovery and poor in the deeper one. 
Reservoarkvaliteten er middels i det grunneste funnet og dårlig i det dypeste.
The appraisal well shows that the size of the shallower discovery is within an uncertainty span of one to five billion Sm3 recoverable gas. 
Avgrensningsbrønnen viser at størrelsen på det grunneste funnet er innenfor usikkerhetsspennet én til fem milliarder Sm3 utvinnbar gass.
It is too early to estimate the size of the deeper discovery. 
Det er for tidlig å anslå størrelsen på det dypeste funnet.
No oil was found in the appraisal well, and thus the size of the oil component is considered minimal. 
Avgrensingsbrønnen viste ikke spor av olje, slik at størrelsen på oljedelen av funnet anses som minimal.
Neither the oil nor the gas discovery in the shallower level is considered commercially interesting. 
Verken olje- eller gassfunnet i det grunneste nivået anses som kommersielt interessant.
The well was not formation-tested, but data was collected and samples have been carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det ble utført datainnsamling og prøvetaking.
Evaluation and analyses will be conducted to determine the size and extent of the discovery. 
Det skal gjennomføres evaluering og analyser for å avklare størrelsen og utstrekningen av funnet.
This is the third well in production licence 228. 
Dette er den tredje brønnen i utvinningstillatelse 228.
Production licence 228 was awarded in the Barents Sea project in 1997, with Saga Petroleum ASA as the operator. 
Utvinningstillatelsen 228 ble tildelt i Barentshavsprosjektet i 1997, med Saga Petroleum ASA som operatør.
The well was drilled to a total depth of 2,525 metres below sea level, and was concluded in rocks from Middle Triassic age. 
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 2525 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av midtre trias alder.
The well was permanently plugged and abandoned. 
Brønnen ble permanent plugget og forlatt.
The well was drilled from the Gyda facility as a sidetrack from a development well. 
Brønnen ble boret fra Gydaplattformen som et sidesteg fra en utvinningsbrønn.
The purpose of the well was to prove petroleum in sandstone from the Late Jurassic Age. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i sandsteiner av sen jura alder.
Non-mobile petroleum was encountered at this reservoir level. 
Det ble påtruffet ikke bevegelig petroleum i dette reservoarnivået.
Further evaluation of the well results could lead to a sidetrack on the structure at a later date. 
Videre evaluering av brønnresultatene kan føre til et sidesteg på strukturen ved et senere tidspunkt.
The well is the eleventh exploration well in production licence 019 B, which was awarded in 1977. 
Brønnen er den 11. letebrønnen i utvinningstillatelse 019 B, som ble tildelt i 1977.
It was drilled to a vertical depth of 3755 metres below the sea surface, and was concluded in the Skagerrak Formation from the Triassic Age. 
Den ble boret til et vertikalt dyp av 3755 meter under havflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen av trias alder.
The water depth in the area is 67 metres. 
Havdypet i området er 67 meter.
The licensees in production licence 019 B 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 019 B
The purpose of the well was to prove petroleum in Late Jurassic rocks. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i bergarter av sen jura alder.
As projected, the well encountered rocks of medium thickness and satisfactory quality. 
Det ble påtruffet bergarter av middels mektighet og av tilfredsstillende kvalitet, som prognosert.
The well did not prove mobile petroleum, and it will be classified as a dry well. 
Brønnen påviste ikke bevegelig petroleum og brønnen blir klassifisert som tørr.
A standard logging and sampling program was carried out. 
Et standard logge- og prøveinnsamlingsprogram ble utført.
The well has provided valuable information about the area, and the well data will be evaluated in order to map further resource potential in production licences 296 and 355. 
Brønnen har gitt verdifull informasjon om området, og brønndataene skal evalueres for å kartlegge det videre ressurspotensialet i utvinningstillatelsene 296 og 355.
The well was the first to be drilled in production licence 296, which was awarded in the Awards in Predefined Areas (APA) in 2003. 
Brønnen var den første i utvinningstillatelse 296 som ble tildelt gjennom TFO i 2003.
The well was a commitment well in the production licence, but was drilled as a joint well with cost sharing with production licence 355. 
Brønnen er en forpliktelsesbrønn i utvinningstillatelsen, men ble boret som en fellesbrønn med kostnadsdeling sammen med utvinningstillatelse 355.
The wildcat well had high pressure and high temperature. 
Undersøkelsesbrønnen hadde høyt trykk og høy temperatur.
It was drilled to a vertical depth of 4626 metres below the sea surface, and was concluded in rocks presumed to be from the Early Jurassic Age. 
Den ble boret til et vertikalt dyp på 4626 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i bergarter av antatt tidlig jura alder.
Well 2/5-13 was drilled in 65 metres of water by the jack-up drilling facility West Epsilon. 
Brønn 2/5-13 ble boret på 65 meters havdyp av den oppjekkbare boreinnretningen West Epsilon.
The facility will proceed to production licence 265 in the North Sea to drill wildcat well 16/2-5, operated by StatoilHydro ASA. 
Innretningen skal videre til utvinningstillatelse 265 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/2-5 der StatoilHydro ASA er operatør.
Licensees in production licence 296 and 355 (see NPD's fact pages) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 296 and 355 (se OD's faktasider)
The well is situated 355 kilometres west of Brønnøysund, and was dry. 
Brønnen, som var tørr, er lokalisert 355 kilometer vest for Brønnøysund.
Rocks with good reservoir quality were encountered in Upper Cretaceous reservoir rocks. 
Det ble påtruffet bergarter med god reservoarkvalitet i øvre kritt reservoarbergarter.
The well was not formation-tested, but extensive data collection and sampling of the reservoir were carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det ble gjort omfattende datainnsamling og prøvetaking av reservoaret.
The licensees will now evaluate the results to determine the resource potential in the production licence. 
Rettighetshaverne skal evaluere resultatene for nærmere å avklare ressurspotensialet i utvinningstillatelsen.
The well was the first to be drilled in production licence 328, which was awarded in the 18th licensing round in 2004. 
Brønnen var den første i utvinningstillatelse 328 som ble tildelt i 18. konsesjonsrunde i 2004.
The well was drilled to a vertical depth of 3945 metres below the sea surface, and was concluded in the Nise formation in the Upper Cretaceous. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3945 meter under havflaten, og ble avsluttet i Niseformasjonen i øvre kritt.
The well was drilled in 1158 metres of water by the Transocean Leader drilling facility, which will now move on to production licence 327 B in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6705/10-1 where StatoilHydro ASA is the operator. 
Brønnen ble boret på 1158 meters havdyp av boreinnretningen Transocean Leader som nå flyttes til utvinningstillatelse 327 B i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6705/10-1 der StatoilHydro ASA er operatør.
Licensees in production licence 328 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 328
The purpose of the well was to prove petroleum in the Brent Group in Middle Jurassic reservoir rocks near the shut down Lille-Frigg field. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i Brentgruppen i midtre jura reservoarbergarter nær det nedstengte feltet Lille-Frigg.
The well proved gas and condensate in Middle Jurassic reservoir rocks belonging to the lower segments of the Brent Group (the Etive Formation). 
Brønnen påviste gass og kondensat i midtre jura reservoarbergarter tilhørende nedre deler av Brentgruppen (Etiveformasjonen).
The size of the discovery is from 1-3 million Sm3 oil equivalents of recoverable petroleum. 
Størrelsen på funnet er mellom 1 og 3 millioner Sm3 oljeekvivalenter utvinnbart.
A successful formation test (mini-DST) was conducted, showing good reservoir properties. 
En vellykket formasjonstest (mini-DST) er gjennomført, og den viste gode produksjonsegenskaper.
An appraisal well is being planned to determine the size of the discovery. 
En avgrensningsbrønn er under planlegging for å bestemme størrelsen på funnet.
The well was drilled to a vertical depth of 4067 metres below the sea surface, and was concluded in the Drake Formation in Lower Jurassic rocks. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4067 meter under havflaten, og ble avsluttet i Drakeformasjonen i nedre jura bergarter.
The water depth is 111 metres. 
Havdypet er 111 meter.
The well, which was drilled as a cost-sharing endeavour between production licences 035 and 362, will now be temporarily plugged and abandoned. 
Brønnen, som ble boret på kostnadsdeling mellom utvinningstillatelse 035 og 362, blir nå midlertidig plugget og forlatt.
Well 30/11-7 was drilled by the West Alpha drilling facility, which will now proceed to production licence 052 in the North Sea to drill wildcat well 30/3-10 S, with StatoilHydro ASA as operator. 
Brønn 30/11-7 ble boret av boreinnretningen West Alpha som nå skal til utvinningstillatelse 052 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 30/3-10 S, med StatoilHydro ASA som operatør.
Licensees in production licence 035 and 362 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 035 og 362
The purpose of wildcat well 6608/10-12 was to prove petroleum in reservoir rocks from the Early Jurassic Age, and an oil discovery was recently made in the well. 
Hensikten med undersøkelsesbrønn 6608/10-12 var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidlig jura alder, og brønnen gjorde nylig et oljefunn.
The discovery is located about 17 kilometres north-northeast of the Norne field. 
Funnet ligger om lag 17 km nord-nordøst for Nornefeltet.
The purpose of the subsequent appraisal well 6608/10-12 A was to encounter the oil-water contact, and to determine the extent of the discovery. 
Hensikten med den påfølgende avgrensningsbrønnen 6608/10-12 A var å påtreffe olje/vann-kontakten og bestemme utstrekningen av funnet.
The wells proved oil in Early Jurassic rocks (the Åre formation), and the oil-water contact was encountered in the appraisal well. 
Brønnene påviste olje i bergarter av tidlig jura alder (Åreformasjonen) og olje/vann-kontakten ble påtruffet i avgrensningsbrønnen.
A 110-metre oil column was encountered. 
Det ble påtruffet 110 meter oljekolonne.
The preliminary estimate of proven recoverable resources is between 4 and 8 million Sm3 of oil. 
De påviste utvinnbare ressursene er foreløpig beregnet til mellom 4 og 8 millioner Sm3 olje.
Neither of the wells was production-tested, but extensive data collection and sampling have been carried out. 
Ingen av brønnen ble produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Consideration will be given to developing the discovery in connection with the Norne field. 
Funnet vil bli vurdert bygget ut mot Nornefeltet.
Wildcat well 6608/10-12 and appraisal well 6608/10-12 A are the 22nd and 23rd exploration wells in production licence 128. 
Undersøkelsesbrønnen 6608/10-12 og avgrensningsbrønnen 6608/10-12 A er henholdsvis 22. og 23. letebrønnen i utvinningstillatelse 128.
The licence was awarded in licensing round 10B in 1986. 
Tillatelsen ble tildelt i konsesjonsrunde 10B i 1986.
The wildcat well was drilled to a vertical depth of 3158 metres below the sea surface. 
Undersøkelsesbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3158 meter under havflaten.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 2931 metres below the sea surface. 
Avgrensningsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2931 meter under havoverflaten.
Both wells were concluded in rocks from the Early Jurassic Age (the Åre formation). 
Begge brønnene ble avsluttet i bergarter av tidlig jura alder (Årefomasjonen).
Water depth at the site is 334 metres. 
Havdypet er 334 meter.
The wells were drilled by the semi-submersible drilling facility Ocean Vanguard, which will now proceed to production licence 376 in the North Sea to drill wildcat well 35/6-1 S, where StatoilHydro ASA is the operator. 
Brønnene ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal til utvinningstillatelse 376 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 35/6-1 S der StatoilHydro ASA er operatør.
Licensees in production licence 128 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 128
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (intra Draupne Formation in the Viking Group). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (intra Draupneformasjonen i Vikinggruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Upper and Middle Jurassic reservoir rocks (upper Heather Formation and upper Tarbert Formation in the Viking and Brent groups, respectively). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i øvre og midtre jura reservoarbergarter (øvre Heatherformasjonen og øvre Tarbertformasjonen i hhv Viking- og Brentgruppen).
No petroleum was proven in the primary target, but oil was proven in the secondary target in a section of the Tarbert Formation. 
Det ble ikke påvist petroleum i primært mål, men det ble påvist olje i sekundært mål i en del av Tarbertformasjonen.
The size of the discovery is between 0.5 and 2.5 million Sm3 of recoverable oil. 
Størrelsen på funnet er mellom 0,5 og 2,5 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The licensees in the production licence will consider producing the discovery via nearby infrastructure. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen vil vurdere å produsere funnet mot nærliggende infrastruktur.
The well is the fifth wildcat well in production licence 190. 
Brønnen er den femte undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 190.
The well was drilled to a vertical depth of 4155 metres below the sea surface, and was concluded in the Ness Formation from the Middle Jurassic Age. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4155 meter under havflaten, og ble avsluttet i Nessformasjonen i midtre jura.
The water depth in the area is 94 metres. 
Havdypet i området er 94 meter.
Well 30/8-4 S was drilled by the Transocean Winner drilling facility, which will now proceed to production licence 309 in the North Sea to drill wildcat well 30/5-3, operated by StatoilHydro Petroleum AS. 
Brønn 30/8-4 S ble boret av boreinnretningen Transocean Winner, som nå skal til utvinningstillatelse 309 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønnen 30/5-3 der StatoilHydro Petroleum AS er operatør.
The licensees in production licence 190 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 190
The purpose of the well was to prove petroleum in reservoir rocks in the Skagerrak formation from the Late Triassic Age. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i Skagerrakformasjonen av sentrias alder.
The well encountered thinner reservoir rocks with poorer than expected reservoir properties, which were water-bearing. 
Den påtraff tynnere reservoarbergarter, med dårligere reservoarkvalitet enn forventet, som var vannførende.
Well 1/3-12 S was drilled to a vertical depth of 5820 m below the sea surface, and was terminated in the Skagerrak formation from the Late Triassic Age. 
1/3-12 S ble boret til vertikal dyp av 5820 m under havoverflaten og ble avsluttet i Skagerrakformasjon av sentrias alder.
The water depth at the site is 70 metres. 
Havdypet er 70 meter.
The drilling activity was carried out using the Rowan Gorilla VI drilling facility, which will now move to the British sector. 
Boringen ble utført med boreinnretningen Rowan Gorilla VI som nå skal flyttes til britisk sektor.
The fishery experts thus play a very important role in improving this relationship. 
Den fiskerikyndige har således en svært viktig rolle for å bedre dette forholdet.
The role of fishery expert has advisory status in relation to the survey's management as well as navigators on board. 
Rollen som fiskerikyndig har en rådgivende status ovenfor undersøkelsens ledelse om bord samt navigatører.
Language tests (English) will also be administered, as well as a final test of the participants' knowledge. 
Underveis vil det blir utført språktest (engelsk) av den enkelte samt en avsluttende kunnskapstest.
Individuals who want to take the course must have thorough knowledge about fishery activities. 
Som basis for kurset skal den enkelte ha inngående kunnskaper om fiskeriaktiviteten.
Additional courses will be held during March in Troms, Ålesund, and then again in Bergen. 
I løpet av mars vil det bli utført nye kurs i Troms, Ålesund og deretter igjen i Bergen.
The Norwegian Petroleum Directorate and the Directorate of Fisheries are responsible for the courses and their implementation. 
Oljedirektoratet og Fiskeridirektoratet er ansvarlig for opplegg og gjennomføring.
Approximately 40 % of the production from the shelf derives from subsea completed wells. 
Om lag 40 prosent av produksjonen på norsk sokkel kommer i dag fra havbunnskompletterte brønner (havbunnsbrønner).
This percentage is increasing. 
Andelen havbunnsbørnner er stadig økende.
In a few years time, more than half of the production on the shelf will come from this type of wells. 
Ser vi noen år fram i tid, vil trolig over halvparten av produksjonen fra norsk sokkel komme fra slike brønner.
There has been a marked increase in the use of subsea completed wells since the first were put in production in the early 80's. 
Etter at de første havbunnsbrønnene på norsk sokkel ble satt i produksjon tidlig på 1980-tallet har vi opplevd en rivende utvikling.
Both Snøhvit and Kristin will be developed using subsea wells. 
Både Snøhvit og Kristin er under utbygging og planlegges utbygd med havbunnsbrønner.
The PDO for Ormen Lange is also based on subsea well completions. 
Det samme gjelder også for Ormen Lange.
A large portion of the remaining, undeveloped discoveries lie close to existing infrastructure. 
En stor andel av de funnene som er gjort på sokkelen, ligger i nærheten av eksisterende infrastruktur.
Several of these will possibly be developed as subsea satellites. 
Mange av disse vil det være aktuelt å bygge ut som undervannssatellitter.
Actual distance and water depth make for the use of known technology. 
Avstander og havdyp gjør at slike utbygginger i stor grad vil kunne baseres på eksisterende teknologi.
The challenge ahead consists of continuously making this technology more cost-efficient. 
Utfordringen framover vil være å kontinuerlig gjøre denne teknologien mer kostnadseffektiv.
A study of the nearly 1000 prospects that are registered in the NPD prospect database shows that 65 percent of these lie in less than 400 meter water depth and are less than 50 km from existing infrastructure or land. 
En gjennomgang av de nær 1000 prospektene som er registrert i ODs prospektdatabase viser at 65 prosent ligger på mindre enn 400 meter havdyp og mindre enn 50 km fra eksisterende infrastruktur eller fra land.
Subsea development of the remaining prospects relies on development of multiphase flow and subsea separation technology. 
En potensiell undervannsutvikling av ressursene i de øvrige identifiserte prospektene vil i større grad måtte baseres på utvikling av flerfase -og undervanns-separasjonsteknologi.
Many of the discoveries and prospects that can be developed with subsea solutions lie in the "mature areas" of the continental shelf. 
Svært mange funn og prospekter som kan bli aktuelle å bygge ut med undervannsløsninger, ligger i modne områder av sokkelen.
These are areas that have sufficient infrastructure and where the geological aspects are well known. 
Dette er områder med godt utbygd infrastruktur og kjent geologi.
The potential of making more finds is large. 
Mulighetene for å gjøre flere funn er store.
But exploration activity has to be increased. 
For å få det til, må det letes mer.
The recovery factor represents a challenge for subsea completed wells. 
Utfordringene med havbunnskompletterte brønner er blant annet knyttet til utvinningsgrad.
A study performed by Statoil, Hydro and the NPD shows that the recovery factor from subsea wells is 15-20 percent lower than from wells with direct platform access. 
En studie gjennomført av Statoil, Hydro og Oljedirektoratet viser at utvinningsgraden fra havbunnsbrønner gjennomgående ligger 15 - 20 prosent lavere enn for brønner med direkte tilgang fra plattformen.
The accessibility to subsea completed wells is more difficult and represents large costs than wells drilled from a fixed installation. 
Blant annet er tilgjengeligheten til havbunnsbrønnene vanskeligere og representerer en større kostnad enn for plattformbrønnene.
The number of mobile units available for this work in the North Sea is limited. 
I Nordsjøen er antallet fartøy som utfører lette brønnintervensjoner svært begrenset.
This can lead to lack of well maintenance thus reducing the recovery from the well. 
Dette kan føre til manglende brønnvedlikehold og dermed redusert utvinning.
The NPD is therefore glad to see Statoils ambitious goal of achieving an oil recovery factor of 55 percent from subsea completed wells within 2008. 
OD registrerer derfor med glede Statoils ambisiøse målsetting om å oppnå 55% utvinningsgrad for olje fra undervannsbrønner innen 2008.
It is the NPDs opinion that the technology to build light intervention vessels or rigs is available and under constant development. 
ODs oppfatning er at teknologien for å bygge lette intervensjonsfartøy er tilgjengelig og under stadig utvikling.
The well is located about 3 kilometres east of the Gudrun field in the central North Sea. 
Brønnen er om lag 3 kilometer øst for Gudrunfeltet i midtre del av Nordsjøen.
The purpose of well 15/3-9 was to prove petroleum in Upper to Middle Jurassic reservoir rocks (the Draupne and Hugin formations). 
Hensikten med brønn 15/3-9 var å påvise petroleum i øvre til midtre jura reservoarbergarter (Draupne- og Huginformasjonen).
The well encountered oil in an 18-metre-column in the Draupne formation in reservoir rocks with good reservoir quality. 
Brønnen påtraff olje i en 18 meter kolonne i Draupneformasjonen med reservoarbergarter av god reservoarkvalitet.
In addition, the well encountered a gas and oil column totalling 35 metres in the Hugin formation in reservoir rocks of varying reservoir quality. 
I tillegg påtraff brønnen en gass- og oljekolonne på til sammen 35 meter i Huginformasjonen i reservoarbergarter av varierende reservoarkvalitet.