natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Preliminary calculations of the size of the discovery are between 1.5 and 4 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 1,5 og 4 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
This is the first exploration well in production licence 674 BS. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 674 BS.
On 28 October 2014, it was carved out from production licence 674, which was awarded in APA 2012. 
Den 28. oktober 2014 ble den utskilt fra tillatelse 674, som ble tildelt i TFO 2012.
The well was drilled to a vertical depth of 995 metres below the sea surface and was terminated in the Hordaland group. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 995 meter under havflaten, og ble avsluttet i Hordalandgruppen.
Well 26/10-1 was drilled by the Island Innovator drilling facility, which is now moving on to drill wildcat well 16/1-24 in production licence 338 C, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønn 26/10-1 ble boret av boreinnretningen Island Innovator, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 16/1-24 utvinningstillatelse 338 C, der Lundin Norway AS er operatør.
+47 51 67 61 00 
51 67 61 00
The 30/11-8 S discovery was proven in the summer of 2011 in Middle Jurassic reservoir rocks about 25 kilometres southwest of the field facility on the Oseberg Sør field in the northern part of the North Sea. 
Funnet 30/11-8 S ble påvist sommeren 2011 i midtre jura reservoarbergarter om lag 25 kilometer sørvest for feltinnretningen på Oseberg Sørfeltet i den nordlige delen av Nordsjøen.
After drilling the discovery well 30/11-8 S, the operator's resource estimate was between 2 and 9 million standard cubic metres (Sm³) of recoverable oil equivalents. 
Etter boring av funnbrønnen 30/11-8 S var operatørens ressursanslag på mellom 2 og 9 millioner standardkubikkmeter (Sm³) utvinnbare oljeekvivalenter.
Appraisal well 30/11-10 A was drilled into the reservoir north of discovery well 30/11-8 S. 
Avgrensningsbrønnen 30/11-10 A er boret inn i reservoaret nord for funnbrønnen 30/11-8 S.
The purpose of the well was to delineate the 30/11-8 S discovery, increase proven in place oil resources and reduce the range of uncertainty in recoverable resources in Middle Jurassic reservoir rocks (the Tarbert formation). 
Hensikten med brønnen var å avgrense funnet 30/11-8 S, påviste ytterligere tilstedeværende oljeressurser og redusere usikkerhetsspennet i utvinnbare ressurser i midtre jura reservoarbergarter (Tabertformasjonen).
In addition, the licensees wanted to acquire more precise information about the depth of the structure, reservoir and fluid properties, as well as verify communication over the structure. 
I tillegg ville rettighetshaverne skaffe mer nøyaktig informasjon om dyp til strukturen, reservoar- og fluidegenskaper samt verifisere kommunikasjon over strukturen.
The well encountered a total oil column of about 260 metres in the Tarbert formation, divided between the upper and middle Tarbert formation with columns of 110 and 150 metres, respectively. 
Brønnen påtraff en total oljekolonne på om lag 260 meter i Tarbertformasjonen, fordelt på øvre og midtre Tabertformasjonen med henholdsvis 110 og 150 meter kolonne.
The reservoir rocks in the upper and middle Tarbert formation consist of 30 and 55 metres of sandstone of good reservoir quality. 
Reservoarbergartene i øvre og midtre Tabertformasjon består av 30 og 55 meter med sandsteiner av god reservoarkvalitet.
The preliminary size of the discovery is calculated at between 8 and 13 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents. 
Foreløpig er størrelsen på funnet beregnet til å være mellom 8 og 13 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The preliminary gas/oil ratio is 80-95 Sm3/Sm3. 
Foreløpig gass/olje-forhold er på 80-95 Sm3/Sm3.
The licensees will consider developing the discovery along with other discoveries in the area. 
Rettighetshaverne vil vurdere utvikling av funnet sammen med andre funn i området.
Well 30/11-10 A was drilled within production licence 035 on cost-sharing with production licence 272, which has the same licensees and ownership interests as licence 035. 
Brønn 30/11-10 A ble boret innenfor utvinningstillatelse 035 på kostnadsdeling med utvinningstillatelse 272, som har samme rettighetshavere og -andeler som tillatelse 035.
The well is the ninth exploration well in production licence 035, which was awarded in the 2nd licensing round in 1969. 
Dette er den niende letebrønnen i utvinningstillatelse 035, som ble tildelt i 2. konsesjonsrunde i 1969.
30/11-10 A was drilled to a vertical depth of 3673 metres below the sea surface, and was terminated in the Ness formation in the Middle Jurassic. 
30/11-10 A ble boret til et vertikalt dyp på 3673 meter under havflaten, og avsluttet i Nessformasjonen i midtre jura.
Water depth at the site is 105 metres. 
Havdypet er 105 meter.
Well 30/11-10 A was drilled with the Transocean Leader drilling facility, which has thus completed its drilling assignments for Statoil. 
Brønn 30/11-10 A er boret med boreinnretningen Transocean Leader, som etter dette ikke vil ha oppdrag for Statoil.
The well was drilled around 7 kilometres west of the Oseberg Sør-field in the northern part of the North Sea, 150 kilometres west of Bergen. 
Brønnen er boret om lag 7 kilometer vest for Oseberg Sør-feltet i nordlig del av Nordsjøen og 150 kilometer vest for Bergen.
The purpose of the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Tarbert Formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura alder (Tarbertformasjonen).
The well encountered a 34-metre oil column in sandstone with moderate to good reservoir quality. 
Brønnen påtraff en oljekolonne på 34 meter i sandstein med moderat til god reservoarkvalitet.
The oil/water contact was encountered 3,242 metres below sea level. 
Olje/vann-kontakten ble påtruffet 3242 meter under havflaten.
Preliminary estimates of the size of the discovery range between one and two million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The discovery will be developed together with the Oseberg Delta 2 project, which is under development, and the licensees are assessing a production well in the structure encountered by wildcat well 30/9-27 S. 
Funnet vil bli utviklet sammen med Oseberg Delta 2-prosjektet som er under utvikling, og rettighetshaverne vurderer en produksjonsbrønn i strukturen som er påtruffet med undersøkelsesbrønn 30/9-27 S.
This is the 26th exploration well drilled in production licence 104. 
Dette er den 26. letebrønnen som er boret i utvinningstillatelse 104.
The licence was awarded in the ninth licensing round. 
Tillatelsen ble tildelt i 9. konsesjonsrunde.
The well was drilled to a measured and vertical depth of 3,989 and 3,353 metres, respectively, below the sea surface and was terminated in Middle Jurassic rocks (the Ness Formation). 
Brønnen ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 3989 og 3353 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av mellomjura alder (Nessformasjonen).
The water depth at the site is 103 metres. 
Havdypet er 103 meter.
Well 30/9-27 S was drilled by the drilling facility Songa Delta, which will now drill development well 30/9-O-2 H in production licence 104, where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønn 30/9-27 S ble boret av boreinnretningen Songa Delta som nå skal bore utvinningsbrønn 30/9-O-2 H i utvinningstillatelse 104, der Statoil Petroleum AS er operatør.
Contact person in the Norwegian Petroleum Directorate 
Kontaktperson i Oljedirektoratet
The well was drilled about 40 kilometres northwest of the Snorre field in the North Sea, and 180 kilometres west of Florø. 
Brønnen er boret om lag 40 kilometer nordvest for Snorre-feltet i Nordsjøen og 180 kilometer vest for Florø.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Upper and Middle Jurassic reservoir rocks (the Draupne formation and the Brent group). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre- og midtre jura reservoarbergarter (Draupneformasjonen og Brentgruppen).
The secondary exploration target was to prove hydrocarbons in Lower Jurassic (the Statfjord group) and Upper Triassic reservoir rocks (the Lunde formation). 
Sekundært letemål var å påvise hydrokarboner i nedre jura (Statfjordgruppen) og øvre trias reservoarbergarter (Lundeformasjonen).
The primary exploration target was not encountered. 
Primært letemål ble ikke påtruffet.
In the secondary exploration target, the well encountered oil over an interval of about 175 metres in what was presumably the Lunde formation, of which 12 metres with sandstone of poor reservoir quality. 
I sekundært letemål påtraff brønnen olje over et intervall på om lag 175 meter i antatt Lundeformasjonen, hvorav kun 12 meter med sandstein av dårlig reservoarkvalitet.
No recoverable resources have been estimated at this time. 
Det er foreløpig ikke beregnet utvinnbare ressurser.
The production rate was 68 Sm3 oil per flow day through a 24/64-inch nozzle opening, and the test indicated poor flow properties. 
Produksjonsraten var på 68 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 24/64 tommer dyseåpning og den viste dårlige strømningsegenskaper.
The licensees in production licence 579 evaluate the discovery with a view toward further clarification. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen 579 vil evaluere funnet med hensyn til videre avklaring.
Well 33/2-2 S was drilled to a vertical depth of 3498 metres below the sea surface, and was terminated in sandstone and shale, presumably belonging to the Alke formation in the Triassic. 
Brønn 33/2-2 S ble boret til et vertikalt dyp av 3498 meter under havflaten, og ble avsluttet i sandstein og skifre antatt tilhørende Alkeformasjonen i trias.
Water depth at the site is 340 metres. 
Havdypet er 340 meter.
The wells were drilled about 5 kilometres east of the Knarr field in the northern part of the North Sea. 
Brønnene er boret om lag 5 kilometer øst for Knarrfeltet i nordlige del av Nordsjøen.
The purpose of wildcat well 34/3-4 S was to investigate a large channel system in reservoir rocks in the Pleistocene. 
Hensikten med undersøkelsesbrønn 34/3-4 S var å undersøke et større kanalsystem i reservoarbergarter i pleistocen.
The well encountered a 250-metre thick channel system, about 50 metres of which was of very good reservoir quality. 
Brønnen påtraff et 250 meter tykt kanalsystem, hvorav om lag 50 meter av meget god reservoarkvalitet.
Traces of gas were encountered in two thin sandstone layers. 
Det ble påtruffet spor av gass i to tynne sandsteinslag.
The purpose of well 34/3-4 A was to prove petroleum in lower Jurassic reservoir rocks (the Cook formation). 
Hensikten med brønn 34/3-4 A var å påvise petroleum i nedre jura reservoarbergarter (Cookformasjonen).
Well 34/3-4 A encountered about 110 metres of the Cook formation, 53 metres of which was sandstone with good reservoir quality and traces of gas. 
Brønn 34/3-4 A påtraff en om lag 110 meter tykk Cookformasjon, hvorav 53 meter sandstein med god reservoarkvalitet og med spor av gass.
Data sampling and aquisition have been carried out in both wells. 
Det er utført datainnsamling og prøvetaking i begge brønnene.
Both wells are classified as dry. 
Begge brønnene klassifiseres som tørre.
Water depth at the site is 406 metres. 
Havdypet er 406 meter.
The wells will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.
Wells 34/3-4 S and 34/3-4 A were drilled by the Transocean Searcher drilling facility, which will now move on to drill wildcat well 34/3-5 S in the same production licence. 
Brønnene 34/3-4 S & A ble boret av boreinnretningen Transocean Searcher som nå skal bore undersøkelsesbrønn 34/3-5 S i samme utvinningstillatelse.
The well is located approximately five kilometres southeast of the Knarr field in the northern North Sea, about 120 kilometres west of Florø. 
Brønnen er boret om lag fem kilometer sørøst for Knarr-feltet i den nordlige delen av Nordsjøen og om lag 120 kilometer vest for Florø.
The objective of the well was to prove petroleum in Early Jurassic reservoir rocks (Cook Formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i undre jura reservoarbergarter (Cookformasjonen).
The well encountered an 82-metre thick sandstone interval in the Cook Formation, of which 47 metres are of good reservoir quality with traces of hydrocarbons. 
Brønnen påtraff 82 meter med sandstein i Cookformasjonen, hvorav 47 meter med god reservoarkvalitet og spor av olje.
This was the seventh exploration well in production licence 373 S, which was awarded in APA 2005. 
Dette er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 373 S, som ble tildelt i TFO 2005.
Well 34/3-5 was drilled to a vertical depth of 4253 metres below the sea surface and was terminated in the Lower Jurassic Amundsen Formation. 
Brønn 34/3-5 ble boret til et vertikalt dyp på 4253 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Amundsenformasjonen i undre jura.
The water depth is 403 m. 
Havdypet er 403 meter.
The operator Total recently concluded the drilling of appraisal well 6506/9-1. 
Operatøren Total avsluttet nylig boringen av avgrensningsbrønn 6506/9-1.
Preliminary estimates indicate that the discovery may be within the range 20 – 60 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas. 
Foreløpige estimat indikerer at funnet kan være innenfor usikkerhetsspennet 20 – 60 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
Before the drilling activity, the resource estimate was 89 billion Sm3 of recoverable gas, and ”Victoria” was considered to be Norway's largest undeveloped gas discovery. 
Før boringen var ressursanslaget 89 milliarder Sm3 utvinnbar gass, og ”Victoria” ble regnet som Norges største uutbygde gassfunn.
”The result is, of course, disappointing. 
”Resultatet er naturligvis skuffende.
The most important thing now is to give the operator the time and opportunity to analyse samples and data to ascertain what this means,” comments Sissel Eriksen, Director for Exploration in the Norwegian Petroleum Directorate. 
Nå er det viktig at operatøren får tid og arbeidsro til å analysere prøver og data for å finne ut hva dette betyr, ” kommenterer Sissel Eriksen, direktør for leting i Oljedirektoratet.
The appraisal well at 6506/6-1 has attracted a lot of attention, as the result would be decisive in the development of this section of the Norwegian Sea. 
Det har vært knyttet stor interesse til avgrensningsbrønnen på 6506/6-1, fordi resultatet vil være avgjørende for utviklingen av denne delen av Norskehavet.
The development will probably take more time than previously assumed. 
Sannsynligvis vil utviklingen ta lenger tid enn tidligere antatt.
Several gas discoveries have been made in the Norwegian Sea, among them ”Luva”, ”Onyx”, ”Marulk” and ”Gro”. 
Det er gjort flere gassfunn i Norskehavet, blant andre ”Luva”, ”Onyx”, ”Marulk” og ”Gro”.
However, there is little infrastructure in place in the Norwegian Sea compared with the North Sea, and the two gas pipelines which connect the Norwegian Sea to Continental Europe, Åsgard Transport and Langeled, both have limited capacity during the next few years. 
Imidlertid er det lite infrastruktur i Norskehavet sammenlignet med Nordsjøen, og de to gassrørledningene som knytter Norskehavet til kontinentet, Åsgard Transport og Langeled, har begrenset kapasitet de nærmeste årene.
”The resource bas determines whether developing a discovery is profitable, independently or in connection with other nearby discoveries. 
”Det er ressursgrunnlaget som avgjør om det vil være lønnsomt å utvikle et funn, selvstendig eller i sammenheng med andre nærliggende funn.
The Norwegian Petroleum Directorate believes that the area must be explored in further detail and that more wells must be drilled before a decision on development and investments in new infrastructure can be made,” says Eriksen. 
Oljedirektoratet mener at området må utforskes bedre og at det må bores flere brønner før man kan ta stilling til eventuell utbygging og investering i ny infrastruktur,” sier Eriksen.
She emphasises that the operating company Total has done a solid job in connection with the appraisal well on Victoria, which is important and successful in the technical sense. 
Hun understreker at operatøren Total har gjort en solid jobb med avgrensningsbrønnen på Victoria, som er viktig og vellykket i teknisk forstand.
The gas contains almost 90 per cent methane and 10 per cent carbon dioxide. 
Gassen inneholder nær 90 prosent metan og ti prosent karbondioksid.
The above factors will make developments demanding. 
Dette er faktorer som gjør utbygginger krevende.
The well will provide new knowledge about this section of the Norwegian Sea. 
Brønnen vil gi mye ny kunnskap om denne delen av Norskehavet.
Samples were taken and large amounts of data collected. 
Det er tatt prøver og samlet inn store mengder data.
The data acquired included 230 metres of core material. 
Datainnsamlingen omfatter 230 meter med kjernemateriale.
In addition, a successful formation test was carried out. 
I tillegg er det utført en vellykket formasjonstest.
The operating company Total will, according to plan, drill another appraisal well on Victoria over the course of the next few years. 
Operatøren Total skal etter planen bore enda en avgrensningsbrønn på Victoria i løpet av de nærmeste årene.
The well reached a vertical depth of 5664 metres below the surface of the sea. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 5664 meter under havoverflaten.
The water depth at the site is 416 metres. 
Havdypet er 416 meter.
Link to: Exploration drilling result 6506/9-1 
Lenke til brønnmeldingen.
The discovery was proven in 2010, and is located approximately 20 kilometres northwest of the Snorre field in the North Sea. 
Funnet ble påvist i 2010, og er omtrent 20 kilometer nordvest for Snorrefeltet i Nordsjøen.
The reservoir is in the Brent and Statfjord groups and, prior to drilling of appraisal well 34/4-14 S, the expected recoverable reserves were about 7 million Sm3 of oil and 0.7 billion Sm3 of gas. 
Reservoaret er i Brent- og Statfjordgruppen og forventede utvinnbare ressurser var før boring av avgrensningsbrønn 34/4-14 S om lag 7 millioner Sm3 olje og 0,7 milliarder Sm3 gass.
Data acquisition and sampling has been carried out. 
Det er utført datainnsamling og prøvetaking.
This well is the third exploration well in production licence 375, awarded in APA 2005. 
Brønnen er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 375, tildelt i TFO 2005.
The well was drilled to a vertical depth of 4532 metres below the sea surface and was terminated in the Lunde formation from the Late Triassic Age. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 4532 meter under havnivå, og ble avsluttet i Lundeformasjonen av seintrias alder.
Well 34/4-14 S was drilled by the Borgland Dolphin drilling facility, which is now scheduled to drill wildcat well 25/10-13 S in production licence 571, operated by Suncor Energy AS. 
Brønn 34/4-14 S ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin som nå skal bore undersøkelsesbrønn 25/10-13 S i utvinningstillatelse 571, der Suncor Energy AS er operatør.
The well was drilled on the east flank of the Visund field in the northern part of the North Sea, and about 140 km northwest of Bergen. 
Brønnen ble boret på østflanken av Visundfeltet i nordlige del av Nordsjøen og om lag 140 km nordvest for Bergen.
The primary exploration target for 34/8-16 S was to prove gas and/or gas condensate in the Middle Triassic (the Lomvi formation). 
Primært letemål for 34/8-16 S var å påvise gass og/eller gasskondensat i midtre trias (Lomviformasjonen).
The secondary exploration target was to investigate additional resources in Lower to Middle Jurassic reservoir rocks (the Statfjord and Brent Group) and Upper Triassic reservoir rocks (the Lunde formation). 
Sekundært letemål var å undersøke tilleggsressurser i nedre- til midtre jura reservoarbergarter (Statfjord- og Brentgruppen og øvre trias reservoarbergarter (Lundeformasjonen).
The well encountered an oil/gas/condensate column of about 85 metres in the Lunde formation, 40 metres of which were of moderate to good reservoir quality. 
Brønnen påtraff enolje/gass/kondensat-kolonne på om lag 85 meter i Lundeformasjonen, hvorav 40 meter med moderat til god reservoarkvalitet.
The Brent group is not present. 
Brentgruppen er ikke tilstede.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between 0.4 and 1.1 million Sm³ of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 0,4 og 1,1 million Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees will consider further development of the discovery in the context of other potential additional resources. 
Rettighetshaverne vil vurdere videre utvikling av funnet i sammenheng med eventuelt andre tilleggsressurser.
The well was not formation tested, but comprehensive data collection and sampling were carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
This is the 26th exploration well drilled in production licence 120. 
Dette er den 26. letebrønnen som er boret i utvinningstillatelse 120.
Well 34/8-16 S was drilled to a vertical and measured depth of 3830 and 3875 metres below sea level, respectively, and was terminated in the Hegre group in the Triassic. 
Brønn 34/8-16 S ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 3830 og 3875 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Hegregruppen i trias.
The water depth at the site is 380 metres. 
Havdypet er 380 meter.
The well was drilled by the Songa Trym drilling facility. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Songa Trym.
Download pdf: Map 
Last ned pdf: Kart
The wells have been drilled approx. four kilometres west of the Vega Sør field. 
Brønnene er boret om lag fire kilometer vest for Vega Sør-feltet.
The primary exploration target for well 35/11-18 was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Brent group). 
Primært letemål for brønn 35/11-18 var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Brentgruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (sandstones in the Heather formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (sandsteiner i Heatherformasjonen).
In the primary exploration target, the well encountered a 275 metre thickness of moderate to good reservoir quality in the Brent group. 
I primært letemål påtraff brønnen Brentgruppen med 275 meter mektighet med moderat til god reservoarkvalitet.
The well proved light oil in the Tarbert and Oseberg formation, with columns of eleven and three metres, respectively. 
Brønnen påviste lett olje i Tarbert- og Osebergformasjonen, med henholdsvis om lag elleve og tre meter kolonne.
In the secondary exploration target, the well encountered an eight-metre hydrocarbon column of good to poor reservoir quality. 
I sekundært letemål påtraff brønnen en åtte meter hydrokarbonkolonne med god til dårlig reservoarkvalitet.
The well proved gas and oil in two Upper Jurassic (the Heather formation) sandstones with net thicknesses of 33 and 24 metres, respectively, with poor to good reservoir quality. 
Brønnen påviste gass og olje i to sandsteiner på henholdsvis 33 og 24 meter brutto mektighet i øvre jura (Heatherformasjonen) med dårlig til god reservoarkvalitet.
The well encountered oil throughout the Brent group, which is 270 metres, with moderate to good reservoir quality. 
Brønnen påtraff olje i hele Brentgruppen, som er 270 meter, med moderat til god reservoarkvalitet.
The well also encountered a 46-metre column of light oil in the Lower Jurassic (the Cook formation). 
Brønnen påtraff dessuten en 46 meter kolonne med lett olje i nedre jura (Cookformasjonen).
Preliminary estimates place the size of the discovery between 1 and 3 million Sm3 of recoverable oil. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 1 og 3 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The wells are the second and third exploration wells in production licence 248. 
Brønnene er den andre og tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 248.