natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Comprehensive data acquisition and sampling have been carried out. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Two small-scale formation tests of oil-bearing zones have been carried out with flow properties as expected. 
To småskala formasjonstester av oljeførende soner er gjennomført med strømningsegenskaper som forventet.
Preliminary estimates of the size of the discovery range between 0.5 and 3 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 0,5 og 3 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees in production license 187 will consider this discovery in the context of other oil and gas discoveries in the area, and a tie-in to the Gudrun field is being considered. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 187 vil se funnet i sammenheng med andre olje- og gassfunn i området og en tilknytning til Gudrunfeltet vurderes.
15/3-9 is the second exploration well in production licence 187. 
15/3-9 er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 187.
The licence was awarded in the 14th licensing round in 1993. 
Tillatelsen ble tildelt i 14. konsesjonsrunde i 1993.
The well was drilled to a vertical depth of 4630 metres below sea level and terminated in the Sleipner formation in Middle Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4630 meter under havflaten, og ble avsluttet i Sleipnerformasjonen i midtre jura.
Water depth at the site is 108 metres. 
Havdypet er 108 meter.
Well 15/3-9 was drilled by the drilling facility Transocean Leader which will now drill a shallow well to examine the seabed conditions on the Gudrun field where the operator, Statoil Petroleum AS, will place the Gudrun platform. 
Brønn 15/3-9 ble boret av boreinnretningen Transocean Leader som nå skal bore en grunn brønn for å undersøke grunnforholdene på Gudrunfeltet der Statoil Petroleum AS som operatør skal plassere Gudrunplattformen.
The well bore 6406/8-2 will be drilled by drilling installation Ocean Vanguard in position 64° 28' 49,92″ North and 06° 20' 17.56″East 
Brønnbanen 6406/8-2 skal bores fra boreinnretningen Ocean Vanguard i posisjon 64° 28′ 49,92″ Nord og 06° 20′ 17.56″ Øst.
The drilling program for wellbore 6408/8-2 concerns drilling of an exploration well in Production License 323. 
Boreprogrammet for brønnbane 6406/8-2 gjelder boring av undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 323.
Total is operator with 40 percent ownership, while ENI, Shell and Statoil are licensees with 20 percent each. 
Total er operatør med 40 prosent andel, mens ENI, Shell og Statoil er rettighetshavere med 20 prosent andel hver.
The acreage in this permit consists of the two blocks 6408/7 and – 8, which are located about 45 km northwest of the Njord field in southern part of the Norwegian Sea. 
Arealet i denne tillatelsen består av de to blokkene 6408/7 og - 8, som ligger om lag 45 km nordvest av Njordfeltet i sørlige del av Norskehavet.
This is second well to be drilled in these blocks. 
Dette er andre brønnen som bores i blokkene.
Ocean Vanguard has recently completed a drilling project on the Draugenfield for Shell in the southern section of the Norwegian Sea. 
Ocean Vanguard har nylig avsluttet boreoppdrag på Draugenfeltet for Shell i sørlige del av Norskehavet.
The drilling permit is given on the condition that the other permits and consents required by the authorities have been received before the drilling activity is started. 
Boretillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Contact in NPD: Eldbjørg Vaage, +47 51876100 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage, 51876100
The well, which was drilled about 15 kilometres southeast of the Sleipner East field in the North Sea, is dry. 
Brønnen, som er boret om lag 15 kilometer sørøst for Sleipner Østfeltet i Nordsjøen, er tørr
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Varg formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Vargformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in the Lower to Middle Paleocene (Heimdal and Ty formations). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre til midtre paleocen (Heimdal- og Tyformasjonen).
The well encountered reservoir rocks with the expected reservoir quality in the Upper Jurassic. 
Brønnen påtraff reservoarbergarter med reservoarkvalitet som forventet i øvre jura.
No reservoir sandstones belonging to the Heimdal or Ty formations from the Paleocene Age were encountered. 
Det ble ikke påtruffet reservoarsandsteiner tilhørende Heimdal- eller Tyformasjonen i paleocen.
This is the third exploration well in production licence 337. 
Dette er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 337.
The licence was awarded in APA 2004. 
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2004.
15/12-22 was drilled to a vertical depth of 3035 metres below the sea surface, and was terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic. 
15/12-22 ble boret til et vertikalt dyp av 3035 meter under havflaten og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The water depth at the site is 84 metres. 
Havdypet er 84 meter.
Well 15/12-22 was drilled by the Bredford Dolphin drilling facility. 
Brønn 15/12-22 ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin.
The discovery, which was proved in 2009 in reservoir rocks of the middle Jurassic (the Hugin and Sleipner formations) and the upper Triassic (the Skagerrak formation), is located about 16 kilometres north of the Varg field in the North Sea. 
Funnet, som ble påvist i 2009 i reservoarbergarter i midtre jura (Hugin- og Sleipnerformasjonene) og øvre trias (Skagerrakformasjonen), er om lag 16 kilometer nord for Vargfeltet i Nordsjøen.
The purpose of the wells was to delineate the 15/12-21 discovery. 
Hensikten med brønnene var å avgrense funnet 15/12-21.
Well 15/12-23 was drilled to the south of the discovery, it found oil in a 262 meter column in the Sleipner and Skagerrak formations, without encountering the oil-water contact. 
Brønn 15/12-23 ble boret sør på strukturen, den påviste olje i en 262 meter kolonne i Sleipner- og Skagerrakformasjonene, uten at olje-vannkontakten ble påtruffet.
The reservoir quality was as expected. 
Reservoarkvaliteten var som forventet.
Well 15/12-23 A was then drilled further west in the structure, it found a 68 metre oil column with reservoir rocks and reservoir quality as expected, and the discovery was further delineated. 
Brønn 15/12-23 A ble deretter boret lengre vest på strukturen, den påviste en 68 meter oljekolonne med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet, og funnet ble nærmere avgrenset.
Well 15/12-23 was formation tested. 
En formasjonstest ble gjennomført i brønn 15/12-23.
The average production rate was 83 Sm3 oil per flow day through a 16/64 inch nozzle. 
Gjennomsnittlig produksjonsrate var på 83 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 16/64 tommers dyseåpning.
Preliminary estimates as to the size of the discovery are between 6 and 15 million Sm3 recoverable oil. 
Foreløpige beregning av størrelsen på funnet er mellom 6 og 15 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The licensees in production licence 038D will consider possible development solutions. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen 038D vil vurdere mulige utbyggingsløsninger.
These are the third and fourth exploration wells in production licence 038D. 
Dette er den tredje og fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 038D.
The licence was carved out from production licence 038 in 2009. 
Tillatelsen ble fradelt utvinningstillatelse 038 i 2009.
The 15/12-23 and 15/12-23 A delineation wells were drilled to respective vertical depths of 3 452 metres and 3 327 metres below the surface, and they were completed in the upper Triassic of the Skagerrak formation. 
Avgrensningsbrønnene 15/12-23 og 15/12-23 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 3452 meter og 3327 meter under havflaten, og de ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The water depth at the site is 85 metres. 
Havdypet er 85 meter.
The wells were drilled by the drilling facility Transocean Winner, which will proceed to production licence 501 in the North Sea to drill wildcat well 16/2-6, where Lundin is the operator. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Transocean Winner, som skal til utvinningstillatelse 501 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/2-6 der Lundin er operatør.
MAP – proximity to licence and in relation to the Norwegian coast – standardised 
KART – lisensnært og ift norskekysten – standardisert
Contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel.+ 47 51 87 61 00 
Kontaktperson i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
The well, which is dry, is located just south of the Sleipner Øst field in the central part of the North Sea. 
Brønnen, som er tørr, ligger like sør for Sleipner Østfeltet i midtre del av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in the reservoir rocks in the Middle Jurassic (the Hugin and Sleipner formations) and Upper Triassic (the Skagerrak formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i midtre jura (Hugin- og Sleipnerformasjonen) og øvre trias (Skagerrakformasjonen).
The well did not encounter the Hugin formation, while the Sleipner and the Skagerrak formations had reservoir development and reservoir quality as expected. 
Brønnen påtraff ikke Huginformasjonen, mens Sleipner- og Skagerrakformasjonene hadde reservoarutvikling og reservoarkvalitet som forventet.
This is the first exploration well in production licence 408. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 408.
The licence was awarded on 16 February 2007 (APA 2006). 
Tillatelsen ble tildelt 16. februar 2007 (TFO 2006).
The well was drilled to a total depth of 3200 metres below the sea surface and terminated in the Skagerrak formation in strata from the Upper Triassic. 
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 3200 meter under havflaten, og den ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias bergarter.
Water depth at the site is 84 metres. 
Havdypet er 84 meter.
Well 15/9-23 was drilled by the drilling facility Bredford Dolphin, which will now proceed to production licence 374 S in the northern North Sea to drill wildcat well 34/5-1 S, with BG Norge AS as the operator. 
Brønn 15/9-23 ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin, som nå skal til utvinningstillatelse 374 S i nordlige Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 34/5-1 S, med BG Norge AS er operatør.
Press contact in the Norwegian Petroleum Directorate: Eldbjørg Vaage Melberg, tel. 
Pressekontakt i Oljedirektoratet: Eldbjørg Vaage Melberg tlf.
Download: Map (pdf) 
Last ned: Kart (pdf)
The well, which was dry, was drilled southwest of the Sleipner Øst field in the central part of the North Sea. 
Brønnen, som var tørr, ble boret like sørøst av Sleipner Østfeltet i midtre del av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Middle to Lower Paleocene reservoir rocks (the Heimdal and Ty formations). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre til nedre paleocen reservoarbergarter (Heimdal- og Tyformasjonene).
The well did not encounter the Heimdal and Ty formations with reservoir development. 
Brønnen påtraff ikke Heimdal- og Tyformasjonene med reservoarutvikling.
The well is the second exploration well in production licence 408. 
Brønnen er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 408.
The well was drilled to a vertical depth of 2400 metres below the sea surface and was terminated in the Tor formation in Upper Cretaceous. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2400 meter under havflaten og ble avsluttet i Torformasjonen i øvre kritt.
Water depth at the site is 81 metres. 
Havdypet er 81 meter.
The discovery was proven in the spring of 2008 in reservoir rocks from the Middle Jurassic (the Sleipner formation) and the Upper Triassic (the Skagerrak formation). 
Funnet ble påvist våren 2008 i reservoarbergarter i midtre jura (Sleipnerformasjonen) og øvre trias (Skagerrakformasjonen).
The discovery is about 25 kilometres northeast of 15/3-1 S Gudrun and 30 kilometres south of the Jotun field. 
Funnet er om lag 25 kilometer nordøst for 15/3-1 S Gudrun og 30 kilometer sør for Jotunfeltet.
Prior to the drilling of appraisal wells 16/1-11 and 16/1-11 A, the operator estimated the resources in the discovery at between 8.9 and 16.9 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents. 
Før avgrensningsbrønnene 16/1-11 og 16/1-11 A ble boret, var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 8,9 og 16,9 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The primary exploration target for the wells was to delineate the 16/1-9 discovery. 
Primært letemål for brønnene var å avgrense funnet 16/1-9.
Well 16/1-11 proved a 25-metre gas column in the Sleipner formation and a 32-metre oil column in the Skagerrak formation, without encountering the oil-water contact. 
Brønn 16/1-11 påviste en 25 meter gasskolonne i Sleipnerformasjonen og en 32 meter oljekolonne i Skagerrakformasjonen, uten at olje-vannkontakten på påtruffet.
The reservoir quality in the gas zone was as expected, but somewhat poorer than expected in the oil zone. 
Reservoarkvaliteten var som forventet i gassonen, men noe dårligere i oljesonen.
Well 16/1-11 A was then drilled deeper into the structure. 
Brønn 16/1-11 A ble deretter boret lengre ned på strukturen.
The oil-water contact was determined using pressure measurements and fluid samples in the Skagerrak formation. 
Olje-vannkontakten ble fastsatt ved hjelp av trykkmålinger og væskeprøver i Skagerrakformasjonen.
This results in a 41-metre oil column in well 16/1-11 A. 
Dette resulterer i en oljekolonne på 41 meter i brønn 16/1-11 A.
A formation test was conducted in the technical sidetrack 16/1-11 T2. 
En formasjonstest ble gjennomført i det tekniske sidesteget 16/1-11 T2.
The maximum production rates were 175 and 525 Sm3 of oil per flow day through a 28/64 and 60/64 inch nozzle opening, respectively. 
Maksimum produksjonsrate var på 175 og 525 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en henholdsvis 28/64 og 60/64 tommers dyseåpning.
Preliminary estimates indicate the size of the discovery as somewhere between 13.7 and 18.1 million Sm3 recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregning av størrelsen på funnet er mellom 13,7 og 18,1 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees in production licence 001 B plan to mature the discovery with a view towards selecting a development concept during the course of 2010. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen 001 B tar sikte på å modne funnet fram mot et valg av utbyggingskonsept i løpet av 2010.
Appraisal wells 16/1-11 and 16/1-11 A were drilled to respective vertical depths of 2596 and 2566 metres below the sea surface, and both were terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic. 
Avgrensningsbrønnene 16/1-11 og 16/1-11 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 2596 og 2566 meter under havflaten, og ble begge avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The water depth is 112 metres. 
Havdypet er 112 meter.
The wells were drilled by the Songa Delta drilling facility, which will now proceed to production licence 475 BS in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6406/3-8, where Wintershall Norge ASA is the operator. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Songa Delta, som nå skal til utvinningstillatelse 475 BS i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6406/3-8, der Wintershall Norge ASA er operatør.
The 16/1-8 oil discovery is located about 20 km east of the 15/3-1 S Gudrun discovery. 
Oljefunnet 16/1-8 er om lag 20 kilometer øst for funnet 15/3-1 S Gudrun.
The operator's estimate of resources in the discovery, prior to the drilling of well 16/1-13, was 15 million Sm3 recoverable oil equivalents. 
Operatørens ressursanslag for funnet før brønn 16/1-13 ble boret var på 15 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter.
The objective of well 16/1-13 was to carry out further appraisal of the 16/1-8 discovery. 
Hensikten med brønn 16/1-13 var å foreta ytterligere avgrensing av funnet 16/1-8.
The well confirmed the oil/water contact and the extent of the discovery. 
Brønnen bekreftet olje/vann-kontakten og utstrekningen av funnet.
A 50-metre oil column was encountered in Jurassic reservoir rocks, with better reservoir quality than previously observed. 
Det ble påtruffet en 50 meter oljekolonne i jura reservoarbergarter med bedre reservoarkvalitet enn tidligere observert.
The operator will now evaluate the results, update the resource estimate and continue the planning process as regards field development. 
Operatøren vil nå evaluere resultatene, oppdatere ressursanslaget og fortsette planlegging med hensyn på feltutvikling.
This is the fourth exploration well in production licence 338. 
Dette er den fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 338.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 2275 metres below the sea surface, and was terminated in conglomerate Jurassic rocks. 
Avgrensningsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2275 meter under havflaten, og ble avsluttet i konglomeratiske jurabergarter.
The water depth at the site is 109 metres. 
Havdypet er 109 meter.
The well was drilled by the semi-submersible drilling facility Transocean Winner. 
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Winner.
Following repair work after a fire on board the rig, the facility will proceed to production licence 359 in the North Sea to drill wildcat well 16/4-5, operated by Lundin Norway AS. 
Etter reparasjon/utbedringsarbeid etter en brann på riggen skal den til utvinningstillatelse 359 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/4-5 der Lundin Norway AS er operatør.
Press contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg tel. 
Pressekontakt i Oljedirektoratet: Eldbjørg Vaage Melberg tlf.
The well is being drilled about 4 km northwest of the 16/1-8 (”Luno”) oil discovery and 3 km south of the 16/1-9 (”Draupne”) oil discovery. 
Brønnen er boret om lag 4 kilometer nordvest for oljefunnet 16/1-8 (”Luno”) og 3 kilometer sør for oljefunnet 16/1-9 (”Draupne”).
The objective of the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin formation), as an extension of Draupne. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjon) som en forlengelse av Draupne.
As expected, the Hugin formation has good reservoir properties, but is dry. 
Huginformasjonen har som forventet gode reservoaregenskaper, men er tørr.
However, oil was encountered in two reservoir levels above the Hugin formation. 
Det ble imidlertid påtruffet olje i to reservoarnivåer over Huginformasjonen.
One of the levels has an oil column of approximately ten metres in the Lower Cretaceous/Upper Jurassic sandstone layers, with good reservoir quality. 
Det ene nivået har en om lag ti meter oljekolonne i nedre kritt/øvre jura sandsteinslag med god reservoarkvalitet.
The other level has a total of about 40 gross metres of oil column in Paleocene sandstone strata (the Heimdal formation) with variable reservoir quality. 
Det andre nivået har til sammen rundt 40 meter brutto oljekolonne i paleocen sandsteinslag (Heimdalformasjonen) med vekslende reservoarkvalitet.
The oil in the Heimdal formation is of the same type as in ”Luno”, while the underlying oil in the Lower Cretaceous/Upper Jurassic is very light. 
Oljen i Heimdalformasjonen er av samme type som i ”Luno”, mens den underliggende oljen i nedre kritt/øvre jura er svært lett.
Preliminary estimates indicate that the size of the discoveries are between 2 and 10 million standard cubic metres (Sm3) recoverable oil in production licence 338. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnene er mellom 2 og 10 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje innenfor utvinningstillatelse 338.
The discoveries will require further delineation before the licensees in the production licence can assess these together with other nearby discoveries. 
Funnene vil kreve nærmere avgrensing før rettighetshaverne i utvinningstillatelsen kan vurdere disse sammen med andre funn i nærheten.
16/1-14 was drilled to a vertical depth of 2550 metres below the sea surface, and was terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic. 
16/1-14 ble boret til et vertikalt dyp av 2550 meter under havflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
Water depth at the site is 110 metres. 
Havdypet er 110 meter.
Well 16/1-14 was drilled by the Transocean Winner drilling facility, which will now proceed to production licence 409 in the North Sea to drill wildcat well 16/7-9 where Lundin Norway is the operator. 
Brønn 16/1-14 ble boret av boreinnretningen Transocean Winner som skal til utvinningstillatelse 409 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/7-9 der Lundin Norway er operatør.
The well was drilled about 25 km east of the 16/1-8 (Luno) oil discovery in the North Sea. 
Brønnen er om lag 25 kilometer øst for oljefunnet 16/1-8 (Luno) i Nordsjøen.
The well’s primary exploration target was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Hugin formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks in the Lower Paleocene (the Ty formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter i nedre paleocen (Tyformasjonen).
Oil was proven in a 17-metre column in the Draupne and Hugin formation in the Upper to Middle Jurassic, while the Ty formation lacked reservoir development. 
Det ble påvist olje i en 17 meter kolonne i Draupne - og Huginformasjonen i øvre til midtre jura, mens Tyformasjonen manglet reservoarutvikling.
Preliminary estimates of proven recoverable oil are 15 million standard cubic metres (Sm3) with an upside of about 60 million Sm3, which will require further delineation in the production licence. 
Foreløpig beregning av påvist utvinnbar olje er 15 millioner standardkubikkmeter (Sm3), med en oppside på om lag 60 millioner Sm3 som vil kreve ytterligere avgrensing i utvinningstillatelsen.
The gas/oil ratio is calculated at 40 Sm3/Sm3. 
Gass/oljeforholdet er beregnet til 40 Sm3/Sm3.
A successful formation test has been performed. 
En vellykket formasjonstest er gjennomført.
The production rate was 780 Sm3 of oil per flow day through a 52/64-inch nozzle. 
Produksjonsraten var på 780 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 52/64 tommers dyseåpning.
The test showed very good flow properties. 
Testen viste meget gode strømningsegenskaper.
The licensees in production licence 501 are considering further rapid delineation drilling on the discovery. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 501 vurderer videre rask avgrensingsboring av funnet.
The well was drilled to a vertical depth of 2132 metres below the sea surface, and was terminated in the Zechstein group in the Upper Permian. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2132 meter under havflaten, og ble avsluttet i Zechstein gruppen i øvre perm.
The water depth at the site is 115 metres. 
Havdypet er 115 meter.
Well 16/2-6 was drilled by the Transocean Winner, which will now proceed to production licence 338 in the North Sea to drill wildcat well 16/1-14, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønn 16/2-6 ble boret av Transocean Winner som nå skal til utvinningstillatelse 338 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/1-14 der Lundin Norway AS er operatør.
All seismic surveys are now reported in a new format under a new system. 
Alle seismiske undersøkelser rapporteres nå inn i et nytt format og system.
This information is available on the NPD's FactPages Version 2, and the NPD's FactMaps. 
Denne informasjonen er tilgjengelig på ODs Faktasider versjon 2, og ODs Faktakart.
Visit the Factmaps to view the seismic acquisition activity underway right now, click here. 
For å se de seismiske innsamlingene på Faktakartene som foregår akkurat nå, klikk her.
If you are interested in a particular area use the "+" button in the tools map on the top right corner. 
Hvis du er interessert i et spesielt område bruk "+"-knappen i verktøymenyen øverst til høyre.
Use your mouse to mark the area. 
Merk området ved hjelp av musen.