natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The investments associated with Goliat are estimated at more than NOK 28 billion. 
Investeringene knyttet til Goliat er estimert til i overkant av 28 milliarder kroner.
The field's reserves are around 174 million barrels of oil. 
Reservene i feltet er på om lag 174 millioner fat olje.
The licensees are Eni Norge AS (operator) and StatoilHydro Petroleum AS. 
Rettighetshaverne er Eni Norge AS (operatør) og StatoilHydro Petroleum AS.
Goliat will meet the strict environmental requirements established in the comprehensive management plan for the Barents Sea. 
Goliat vil oppfylle de strenge miljøkravene som ble etablert gjennom forvaltningsplanen for Barentshavet.
Goliat will report its power consumption needs for full electrification from 2017. 
Goliat skal melde sitt kraftforbruk knyttet til full elektrifisering fra 2017.
The PDO approval is contingent on the licensees submitting a plan for increased use of power from land to Goliat as soon as the power supply situation in the area has been reinforced, but no later than 1 January 2019. 
Det er stilt vilkår om at rettighetshaverne skal fremlegge en plan om økt bruk av kraft fra land til Goliat så snart kraftsituasjonen i området er styrket senest innen 1. januar 2019.
Oselvar On 19 June, the Government approved the plan for development and operation of Oselvar. 
Oselvar Regjeringen godkjente 19. juni planen for utbygging og drift av Oselvar.
The field is located in the North Sea, 250 km from the Norwegian coast. 
Feltet ligger i Nordsjøen, 250 kilometer fra norskekysten.
Dong E&P Norge AS is the operator of the development. 
Dong E&P Norge AS er operatør for utbyggingen.
The other licensees are Bayerngas Produksjon Norge AS and Norwegian Energy Company AS. 
De andre rettighetshaverne er Bayerngas Produksjon Norge AS og Norwegian Energy Company AS.
The operator has estimated the investments at NOK 4.6 billion. 
Operatøren har anslått investeringene til 4,6 milliarder kroner.
The field will be developed with a trawlable seabed facility, and the production from Oselvar will be tied in to Ula for processing. 
Feltet skal bygges ut med en overtrålbar havbunnsinnretning, og produksjon fra Oselvar skal knyttes til Ula for produksjon og prosessering.
Oselvar is located 23 km west of Ula. 
Oselvar ligger 23 kilometer vest for Ula.
According to the plan, production from Oselvar will commence in November 2011. 
Produksjonen fra Oselvar skal etter planen starte i november 2011.
The operator estimates the recoverable reserves at 4.34 billion cubic metres of gas and 3.91 million cubic metres of oil. 
Operatøren anslår utvinnbare reservene til 4,34 milliarder kubikkmeter gass og 3,91 millioner kubikkmeter olje.
Troll projects On 19 June, the Government approved the plan for development and operation of Troll projects in the North Sea. 
Troll prosjekter Regjeringen godkjente 19. juni planen for utbygging og drift av Troll prosjekter i Nordsjøen.
The projects deal with long-term development of the oil and gas resources on the Troll field. 
Prosjektene omhandler langsiktig utvikling av olje- og gassressursene på Trollfeltet.
The plan does not entail a new development, but two modifications that will extend the lifetime of the Troll field: Installation of a third rich gas pipeline from Troll A to the process facility at Kollsnes Gas injection from Troll B. 
Planen omfatter ikke en ny utbygging, men to modifikasjoner som skal forlenge Trollfeltets levetid: Installering av et tredje rikgassrør fra Troll A til prosessanlegget på Kollsnes Gassinjeksjon fra Troll B
On behalf of the licensees in production licences 054 and 085, the operator StatoilHydro has estimated the investments at NOK 5.7 billion. 
Operatøren StatoilHydro har på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 054 og 085 anslått investeringene 5,7 milliarder kroner.
Awards in the 20th licensing round 
Tildelinger i den 20. konsesjonsrunden
On 30 April, the Ministry of Petroleum and Energy awarded 21 new production licences in the 20th licensing round on the Norwegian continental shelf. 
Olje- og energidepartementet tildelte 30.april 21 nye utvinningstillatelser i den 20. konsesjonsrunden på norsk kontinentalsokkel.
The awards include nine new production licences in the Barents Sea and 12 new production licences in the Norwegian Sea. 
Tildelingene omfatter ni nye utvinningstillatelser i Barentshavet og tolv nye utvinningstillatelser i Norskehavet.
Appraisal well 16/3-7 was drilled on the southeast flank of the discovery, about 3.1 kilometres southeast of well 16/3-5 and about 4.2 kilometres southwest of well 16/3-2. 
Avgrensningsbrønn 16/3-7 ble boret på sørøstflanken av funnet, om lag 3,1 kilometer sørøst for brønn 16/3-5 og om lag 4,2 kilometer sørvest for brønn 16/3-2.
The objective of the well was to investigate the thickness, properties, oil column and depth of the Jurassic reservoir, in order to define the extent of the Johan Sverdrup discovery toward the southeast. 
Hensikten med brønnen var å undersøke tykkelse, egenskaper, oljekolonne og dyp til jurareservoaret for å definere utbredelsen av Johan Sverdrupfunnet mot sørøst.
The objective also included investigating the reservoir properties of the sandstone rocks in the underlying Rotliegend group in the Permian. 
I tillegg var hensikten å undersøke reservoaregenskapene til sandsteinbergartene i den underliggende Rotliegendesgruppen i perm.
The licensees consider the area to be important for the discovery’s drainage strategy as regards water support, as well as the placement of injectors and producers. 
Rettighetshaverne vurderer området som viktig for dreneringsstrategien for funnet med hensyn til vannstøtte, plassering av injektorer og produsenter.
The well encountered oil at the very top of the reservoir, which consists of a 14-metre zone, most likely from the Upper Jurassic Age, with very good reservoir quality. 
Brønnen påtraff olje helt i toppen av reservoaret som består av en 14 meter sone, sannsynligvis av øvre jura alder, med meget god reservoarkvalitet.
The total thickness of the entire Jurassic interval is 27 metres. 
Den totale tykkelsen av hele intervallet i jura er på 27 meter.
The Jurassic reservoir sandstone rocks are somewhat thinner and were encountered deeper than expected. 
Reservoarsandsteinen i jura er noe tynnere og kom inn dypere enn forventet.
Permian carbonate rocks were encountered directly under the Jurassic reservoir. 
Karbonatbergarter i perm ble påtruffet direkte under jurareservoaret.
The carbonate reservoir belongs to the Zechstein group, has a thickness of 36 metres and has moderate to good reservoir properties. 
Karbonatreservoaret tilhører Zechsteingruppen, har en mektighet på 36 meter og med moderate til gode reservoaregenskaper.
These carbonate rocks were not expected in the well and are located directly above the rocks belonging to the Rotliegend group. 
Disse karbonatbergartene var ikke forventet i brønnen og ligger direkte over bergartene som tilhører Rotliegendesgruppen.
Pressure measurements indicate continuous communication in the water zone above the Jurassic and the Zechstein group’s rocks. 
Trykkmålinger viser sammenhengende kommunikasjon i vannsonen over jura og Zechsteingruppens bergartstyper.
Extensive data collection and sampling have been carried out. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i brønnen.
Well 16/3-7 is the 17th exploration well drilled in production licence 501. 
Brønn 16/3-7 er den 17. letebrønnen boret i utvinningstillatelse 501.
Appraisal well 16/3-7 was drilled to a vertical depth of 2075 metres below the sea surface and was terminated in Permian rocks. 
Avgrensningsbrønn 16/3-7 ble boret til et vertikalt dyp på 2075 meter under havflaten og den ble avsluttet i bergarter i perm.
The well was drilled by the Bredford Dolphin drilling facility, which will now move on to drill appraisal well 16/5-5 in production licence 410, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal bore avgrensningsbrønn 16/5-5 i utvinningstillatelse 410, hvor Lundin Norway AS er operatør.
Contact in the Norwegian Petroleum Directorate Eldbjørg Vaage Melberg, tel.+ 47 51 87 61 00 
Kontaktperson i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
Well bore 15/12-17 S will be drilled from the drilling installation Mærsk Giant at 58° 01' 42.62'' North and 1° 55' 23.62'' East. 
Brønnbanen 15/12-17 S skal bores fra boreinnretningen Mærsk Giant i posisjon 58° 01' 42.62'' Nord og 1° 55' 23.62'' Øst.
The drilling programme for wellbore 15/12-17 S concerns drilling of an appraisal well in Production Licence 038. 
Boreprogrammet for brønnbane 15/12-17 S gjelder boring av avgrensningsbrønn i utvinningstillatelse 038.
Talisman is the operator (65%), and the other licensees are Petoro (30%) and Pertra (5%). 
Talisman er operatør (65 %), med Petoro (30 %) og Pertra (5 %) som øvrige rettighetshavere.
The area belonging to this licence is located in the southern part of block 15/12, just south of Varg which is again located further to the south of Sleipner Øst in the North Sea. 
Arealet i denne tillatelsen ligger i sørlige del av blokk 15/12, like sør for Varg som igjen ligger noe lengre sør for Sleipner Øst i Nordsjøen.
Production licence 038 was awarded as an addition to the 3rd round in 1975. 
Utvinningstillatelse 038 ble tildelt som tillegg til 3. runde i 1975.
Altogether 16 wells have previously been drilled in this block. 
Det er tidligere boret i alt 16 brønner i blokken.
Mærsk Giant will be arriving from repairs in Denmark. 
Mærsk Giant kommer fra verkstedopphold i Danmark.
The permit is contingent upon receipt of other permits and consents required by other authorities prior to start-up of the drilling activities. 
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, +47 51876100. 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51876100
The well was drilled about 15 km south of the Edvard Grieg field in the central part of the North Sea, and 200 km west of Stavanger. 
Brønnen er boret om lag 15 kilometer sør for Edvard Griegfeltet i den midtre delen av Nordsjøen og 200 kilometer vest av Stavanger.
The primary objective of the well was to prove petroleum in Upper to Middle Jurassic reservoir rocks, with additional possibilities in older rocks. 
Hensikten med brønnen var primært å påvise petroleum i øvre til midtre jura reservoarbergarter, men også med muligheter i eldre bergarter.
The well encountered a gross oil column of about 45 metres in Jurassic to Triassic reservoir rocks, about 30 metres of which were of good quality. 
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på om lag 45 meter i jura til trias reservoarbergarter, hvorav cirka 30 meter av god kvalitet.
The oil/water contact was encountered 1950 metres below the sea surface. 
Olje/vann-kontakten ble påtruffet 1950 meter under havflaten.
The oil is saturated and is in contact with a thin gas zone at the top of the reservoir. 
Oljen er mettet og står i kontakt med en tynn gassone i toppen av reservoaret.
The entire reservoir, including the water zone, consists of sandstones about 280 metres thick. 
Hele reservoaret, inklusiv vannsonen, består av sandsteiner på om lag 280 meter tykkelse.
Preliminary estimates place the size of the discovery, which constitutes the southern part of the prospect, at between 4 and 19 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet, som utgjør den sørlige delen av prospektet, er på mellom 4 og 19 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
Additional appraisal wells will be needed to determine the size of the discovery. 
Flere avgrensningsbrønner er nødvendig for å fastsette funnets størrelse.
A successful formation test was performed. 
En vellykket formasjonstest ble gjennomført.
The production rate was 325 Sm3 oil per flow day through a 48/64-inch nozzle. 
Produksjonsraten var på 325 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 48/64 tommers dyseåpning.
The gas/oil ratio is 180 Sm3/Sm3. 
Gass/olje-forholdet er 180 Sm3/Sm3.
This is the second exploration well drilled in production licence 359. 
Dette er den andre letebrønnen som er boret i utvinningstillatelse 359.
Well 16/4-6 S was drilled to a vertical depth of 2188 metres below the sea surface and was terminated in Triassic rocks. 
Brønn 16/4-6 S ble boret til et vertikalt dyp på 2188 m meter under havoverflaten og ble avsluttet i trias bergarter.
The water depth is 101 metres. 
Havdypet er 101 meter.
The well was drilled by the Bredford Dolphin, which will now drill appraisal well 16/2-21 on the Johan Sverdrup field in production licence 501, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønnen ble boret av Bredford Dolphin, som nå skal bore avgrensningsbrønn 16/2-21 på Johan Sverdrupfeltet i utvinningstillatelse 501, der Lundin Norway AS er operatør.
The well was drilled about 0.5 kilometres west of the well 16/4-4 and about 15 kilometres northeast of the Sleipner Øst field in the central part of the North Sea. 
Brønnen ble boret om lag 0,5 kilometer vest for brønnen 16/4-4 og om lag 15 kilometer nordøst for Sleipner Østfeltet i den midtre delen av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Jurassic and Triassic reservoir rocks (Hugin and Skagerrak formations). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i jura og trias reservoarbergarter (Hugin- og Skagerrakformasjonen).
The well encountered an approx. 45-metre thick Hugin formation and 50-metre thick Skagerrak formation in Upper Triassic, both with very good reservoir properties. 
Brønnen påtraff en om lag 45 meter tykk Huginformasjon og 50 meter tykk Skagerrakformasjon i øvre trias, begge med svært gode reservoaregenskaper.
The well is the first exploration well in production licence 544. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 544.
The well was drilled to a vertical depth of 2600 metres below the sea surface, and was terminated in the Skagerrak formation in Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2600 meter under havflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i trias.
The water depth is 91 metres. 
Havdypet er 91 meter.
Well 16/4-7 was drilled by the Bredford Dolhpin drilling facility which will now proceed to the oil discovery 16/2-6 Johan Sverdrup in production licence 501 in the central part of the North Sea to drill appraisal well 16/5-4, where Lundin is the operator. 
Brønn 16/4-7 ble boret av boreinnretningen Bredford Dolhpin, som nå skal til til oljefunnet 16/2-6 Johan Sverdrup i utvinningstillatelse 501 i den midtre delen Nordsjøen for å bore avgrensningsbrønn 16/5-4 der Lundin er operatør.
The discovery was proven by Lundin Norway AS in the autumn of 2010 in the central part of the North Sea. 
Funnet ble påvist av Lundin Norway AS høsten 2010 i den midtre delen av Nordsjøen.
The reservoir is in Upper Jurassic reservoir rocks. 
Reservoaret er i øvre jura reservoarbergarter.
Well 16/5-3 was drilled about six kilometres south of well 16/2-15 and five kilometres southwest of well 16/5-2. 
Brønn 16/5-3 er boret omlag seks kilometer sør for brønn 16/2-15 og fem kilometer sørvest for brønn 16/5-2.
The objective of well 16/5-3 was to delineate the Johan Sverdrup discovery in Upper to Middle Jurassic reservoir rocks in an area not previously included as part of the discovery due to uncertainty regarding the scope of the reservoir. 
Hensikten med brønn 16/5-3 var å avgrense Johan Sverdrup-funnet i øvre til midtre jura reservoarbergarter i et område som tidligere ikke har vært inkludert som en del av funnet på grunn av usikkerhet knyttet til utbredelsen av reservoaret.
The well encountered a gross oil column of 13.5 metres in Upper Jurassic reservoir rocks, of which about 12 metres were of good reservoir quality as expected. 
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på 13,5 meter i øvre jura reservoarbergarter, hvorav om lag 12 meter av god reservoarkvalitet som forventet.
The oil/water contact was not encountered, but pressure readings show that the area is part of the Johan Sverdrup discovery. 
Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men trykkmålinger viser at området er en del av Johan Sverdrup-funnet.
Three formation tests (mini-DST) have been carried out. 
Tre formasjonstester (mini-DST) er gjennomført.
They showed good to very good oil flow rates. 
De viste gode til meget gode strømningsrater av olje.
The gas/oil ratio is 40.6 Sm3/Sm3 and the oil density is calculated at 0.81 g/cm3 in the reservoir. 
Gass/olje-forholdet er 40,6 Sm3/Sm3 og oljetettheten er beregnet til 0,81 g/cm3 i reservoaret.
The licensees in the Johan Sverdrup discovery have now started assessing various development solutions. 
Rettighetshaverne i Johan Sverdrup-funnet er nå i gang med å vurdere ulike utbyggingsløsninger.
This is the first exploration well in production licence 502. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 502.
Appraisal well16/5-3 was drilled to a vertical depth of 1971 metres below the sea surface and was terminated in Triassic or Permian rocks. 
Avgrensningsbrønn 16/5-3 ble boret til et vertikalt dyp på 1971 meter under havflaten og ble avsluttet i trias eller perm bergarter.
Water depth is 108 metres. 
Havdypet er 108 meter.
The well was drilled by the Ocean Vanguard drilling facility, which will now proceed to drill appraisal well 16/2-17 for Statoil Petroleum AS in production licence 265 on the Johan Sverdrup discovery. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal fortsette med boring av avgrensningsbrønn 16/2-17 for Statoil Petroleum AS i utvinningstillatelse 265 på Johan Sverdrup-funnet.
Well 16/5-4 was drilled on the south-western flank of the discovery, about 4.3 kilometres southwest of appraisal well 16/5-2 S and about 3.1 kilometres southeast of well 16/5-3 (production licence 502). 
Brønn 16/5-4 ble boret på sørvestflanken av funnet, om lag 4,3 kilometer sørvest for avgrensningsbrønn 16/5-2 S og om lag 3,1 kilometer sørøst for brønn 16/5-3 (utvinningstillatelse 502).
The objective of the well was to delineate the Johan Sverdrup discovery by examining the thickness, properties and depth of the reservoir, as well as determine the height of the oil column and clarify the oil-water contact in the south-western part. 
Hensikten med brønnen var å avgrense Johan Sverdrupfunnet ved å undersøke tykkelse, egenskaper og dyp til reservoaret, samt fastsette høyden på oljekolonnen og avklare olje-vannkontakten i den sørvestlige delen.
The licensees consider the area to be important with regard to the drainage strategy for the discovery. 
Rettighetshaverne anser området som viktig med hensyn til dreneringsstrategien for funnet.
The reservoir came in somewhat thinner than expected, and is situated most probably on Triassic rocks. 
Reservoaret kom inn noe tynnere enn forventet og ligger over bergarter sannsynlig av trias alder.
The reservoir rocks, most likely Late Jurassic, consist of about six metres of sandstone with very good reservoir quality. 
Reservoarbergarten, trolig av senjura alder, består av om lag seks meter sandstein med svært god reservoarkvalitet.
Extensive data acquisition and sampling have been carried out in the well, and a sensor will be installed to observe the pressure development in the reservoir over the next two to five years. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i brønnen, og det blir installert en sensor for å observere trykkutviklingen i reservoaret de neste to til fem år.
This is part of the planning process for an optimal recovery strategy for the discovery. 
Dette er en del av planleggingen for en optimal utvinningsstrategi for funnet.
The well is the 16th exploration well in production licence 501. 
Brønnen er den 16. letebrønnen i utvinningstillatelse 501.
Appraisal well 16/5-4 was drilled to a vertical depth of 2075 metres below the sea surface and was terminated in Triassic rocks. 
Avgrensningsbrønn 16/5-4 ble boret til et vertikalt dyp på 2075 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter i trias.
The well was drilled by the Bredford Dolphin drilling facility which will now proceed to drill appraisal well 16/3-7 in the southeastern part of the Johan Sverdrup discovery, this too in production licence 501. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal bore avgrensningsbrønn 16/3-7 i den sørøstlige delen av Johan Sverdrupfunnet, også denne i utvinningstillatelse 501.
The well was drilled about 20 kilometres south of the Edvard Grieg field in the central part of the North Sea. 
Brønnen er boret om lag 20 kilometer sør for feltet Edvard Grieg i den sentrale delen av Nordsjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in Jurassic/Triassic reservoir rocks in a southern segment of the 16/4-6 S oil discovery. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i jura/trias reservoarbergarter i et sørlig segment av oljefunnet 16/4-6 S.
The well encountered 150 metres of fine-grained sandstone in Triassic, with poorer reservoir quality than expected. 
Brønnen påtraff 150 meter med finkornet sandstein i trias, med dårligere reservoarkvalitet enn forventet.
Small oil volumes were sampled from this sandstone without successful establishment of an oil gradient. 
Mindre mengder olje er prøvetatt i denne sandsteinen uten at det lyktes å etablere en oljegradient.
The reason for this is that the reservoir zone is dense. 
Årsaken til dette er at reservoarsonen er tett.
Sandstone with better reservoir quality was proven underneath this zone. 
Under denne sonen ble det påvist en sandstein med bedre reservoarkvalitet.
Pressure data shows that there is a pressure barrier between the 16/4-6 S discovery well to the west and well 16/5-5. 
Trykkdata viser at det er en trykkbarriere mellom funnbrønnen 16/4-6 S i vest og brønn 16/5-5.
This is the first exploration well in production licence 410. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 410.
The well was drilled to a vertical depth of 2060 metres below the sea surface and was terminated in Triassic rocks. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2060 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av trias alder.
The water depth is 100 metres. 
Havdypet er 100 meter.
Well 16/5-5 was drilled by the Bredford Dolphin drilling facility, which will now proceed to drill appraisal well 16/3-8 on the 16/2-6 Johan Sverdrup discovery in production licence 501, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønn 16/5-5 ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin, som nå skal bore avgrensningsbrønn 16/3-8 på funnet 16/2-6 Johan Sverdrup i utvinningstillatelse 501, der Lundin Norway AS er operatør.
The well was drilled about 40 kilometres east of the Sleipner Øst field and 60 kilometres south of the Johan Sverdrup discovery in the central part of the North Sea. 
Brønnen er boret om lag 40 kilometer øst for Sleipner Østfeltet og 60 kilometer sør for Johan Sverdrupfunnet i den midtre delen av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Permian reservoir rocks (the Rotliegendes Group). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i perm (Rotliegendesgruppen).
The well encountered the Rotliegendes Group with reservoir rocks and reservoir quality considerably poorer than expected. 
Den påtraff Rotliegendesgruppen med reservoarbergarter og reservoarkvalitet betydelig dårligere enn forventet.
Well 16/8-3 S is the first exploration well drilled in production licence 360, but there are three older wells within the licence area. 
Brønn 16/8-3 S er den første letebrønnen som er boret i utvinningstillatelse 360, men det er tre eldre brønner innenfor tillatelsens areal.
The well was drilled to a vertical depth of 3218 metres below the sea surface, and was terminated in the Rotliegendes Group in Permian. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3218 meter under havflaten, og den ble avsluttet i Rotliegendesgruppen i perm.
Well 16/8-3 S was drilled by the Songa Trym drilling facility, which will now proceed to production licence 169 B2 in the North Sea to drill wildcat well 25/11-27 where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønn 16/8-3 S ble boret av boreinnretningen Songa Trym, som nå skal til utvinningstillatelse 169 B2 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 25/11-27 der Statoil Petroleum AS er operatør.