natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The objective of well 6507/2-4 was to appraise the discovery and prove additional economical reserves. 
Målet for brønn 6507/2-4 var å avgrense funnet og å påvise økonomiske tilleggsreserver.
The well proved gas and condensate in a position 4.5 km from the discovery well. 
Brønnen påtraff gass og kondensat i en posisjon 4,5 km fra funnbrønnen.
The appraisal well indicates that the total size of the discovery is within the range of 12 – 19 billion Sm3 of recoverable gas and 0.8 – 1.1 million Sm3 of recoverable condensate. 
Avgrensingen viser at størrelsen på det totale funnet trolig er innenfor usikkerhetsspennet 12.- 19 mrd Sm3 utvinnbare gass og 0.8 - 1.1 mill Sm3 utvinnbar kondensat.
The well was not tested, but extensive data collection and sampling were carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The results from the well are encouraging with respect to future development of the discovery. 
Resultatene fra brønnen er oppmuntrende med henblikk på en framtidlig utvikling av funnet.
This is the fourth exploration well in production licence 122. 
Dette er den fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 122.
Production licence 122 was awarded in licensing round 10B in 1986. 
Utvinningstillatelse 122 ble tildelt i konsesjonsrunde 10B i 1986.
The appraisal well 6507/2-4 was drilled to a vertical depth of 3584 m below the sea surface and was completed in rocks of lower Cretaceous age. 
Avgrensingsbrønn 6507/2-4 ble boret til et dyp på 3584 meter under havflaten, og avsluttet i bergarter fra nedre kritt.
Well 6507/2-4 was drilled with the semi submersible drilling facility West Alpha, which will go to the Norwegian Sea to drill exploration well 6507/11-9 in production licence 263 with StatoilHydro as operator. 
Brønn 6507/2-4 ble boret med den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha som skal til Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6507/11-9 i utvinningstillatelse 263 der StatoilHydro er operatør.
In 1992, well 7/7-2 proved more than 3 million Sm3 of oil in the Ula formation in the Upper Jurassic. 
Brønn 7/7-2 påviste vel 3 millioner Sm3 utvinnbar olje i Ulaformasjonen i øvre jura i 1992.
The oil discovery is located approx. 50 km north-west of the Ula field in the southern part of the North Sea. 
Oljefunnet ligger ca 50 km nordvest av Ulafeltet sør i Nordsjøen.
The exploration target for the well was to appraise the 7/7-2-discovery. 
Letemålet for brønnen var å avgrense 7/7-2-funnet.
The well confirmed the extent of the discovery. 
Brønnen bekreftet utstrekningen av funnet.
The appraisal well indicates that the size of the discovery is probably within the range of 3 – 5 million Sm3 of recoverable oil. 
Avgrensningsbrønnen viser at størrelsen på funnet trolig er innenfor usikkerhetsspennet 3 – 5 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The results are interesting with regard to further development of the oil discovery. 
Resultatene er interessante med hensyn til en videre utvikling av oljefunnet.
The well was not formation-tested, but extensive data collection and sampling were performed, including fluid samples. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking, inkludert væskeprøver.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 3416 metres below the sea surface, and was concluded in the Permian Zechstein group. 
Avgrensingsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3416 meter under havflaten, og ble avsluttet i Zechsteingruppen fra perm.
Water depth at the site was 82 metres. 
Havdypet er 82 meter.
The well will be plugged and abandoned. 
Brønnen blir plugget og forlatt.
The well was drilled using the jack-up drilling facility Mærsk Giant, which will now proceed to production licence 271 in the North Sea to drill wildcat well 7/1-2 for StatoilHydro. 
Brønnen ble boret av den oppjekkbare boreinnretningen Mærsk Giant som skal til utvinningstillatelse 271 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 7/1-2 for StatoilHydro.
The licensees in production licence 148. 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 148.
- Norwegian Energy Company ASA: 20% - Talisman Energy Norge AS: 30% - Lundin Norway AS: 50% 
- Norwegian Energy Company ASA: 20% - Talisman Energy Norge AS: 30% - Lundin Norway AS: 50%
Contact in the NPD: Eldbjørg Waage Melberg, tel.: +47 51 87 61 00. 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Waage Melberg, tlf: 51 87 61 00.
Well results indicate a non-commercial discovery in Upper Jurassic rocks. 
Brønnresultatet indikerer et ikke-kommersielt funn i øvre jura bergarter.
The purpose of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic rocks. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter.
The well was not production-tested, but log data suggests that it encountered small amounts of oil in thin sandstone strata of the Upper Jurassic age. 
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men loggdata antyder at den påtraff små mengder olje i tynne sandsteinslag av øvre Jura alder.
However, the ratio of reservoir rocks in the well was too low for commercialising the discovery. 
Andelen med reservoarbergarter i brønnen var imidlertid for lav til at funnet kan kommersialiseres.
The well represents the second branch in exploration well 30/9-21. 
Brønnen representerer den andre grenen i letebrønn 30/9-21.
The first branch, 30/9-21 S, proved a commercial discovery in the Brent Group in the Delta S2 structure 2.5 km southwest of the Richards location, while 30/9-21 A tested the potential on the downside of a rotated fault block. 
Den første grenen, 30/9-21 S, påviste et kommersielt funn i Brentgruppen i Delta S2 strukturen 2.5 km sydvest for Richards lokasjonen, mens 30/9-21 A testet potensialet i på nedsiden av en rotert forkastningsblokk.
The well was drilled at a depth of 90 metres and was concluded in rocks of the Middle Jurassic age. 
Brønnen ble boret på et 90 meters havdyp, og ble avsluttet i bergarter av midtre jura alder.
The well has now been plugged and abandoned, and has provided valuable information on the Upper Jurassic strata row in the Oseberg area. 
Brønnen er nå plugget og forlatt, og har gitt verdifulle opplysninger om letepotensialet i øvre jura lagrekken i Oseberg området.
The well was drilled using the mobile rig Transocean Winner, which will now be heading for Production Licence 369 in the North Sea and drill wildcat well 32/2-1. 
Brønnen ble boret med flyterriggen Transocean Winner, som nå skal til utvinningstillatelse 369 i Nordsjøen og bore undersøkelsesbrønn 32/2-1.
Licensees in Production Licence PL104. 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL104.
ConocoPhillips Skandinavia AS: 2.4% Mobil Development Norway AS: 4.7% Total E&P Norge AS: 10% StatoilHydro ASA: 15.3% Petoro AS: 33.6% StatoilHydro Petroleum AS: 34% 
ConocoPhillips Skandinavia AS 2.4% Mobil Development Norway AS 4.7% Total E&P Norge AS 10% StatoilHydro ASA 15.3% Petoro AS 33.6% StatoilHydro Petroleum AS 34%
Additional resources were proven by appraisal well 15/5-7 in late August 2008, which resulted in a range of uncertainty of 15-20 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents for all of Dagny. 
I slutten av august 2008 ble det påvist tilleggsressurser til funnet ved avgrensingsbrønn 15/5-7 som resulterte i et usikkerhetspenn på 15-20 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter for hele Dagny.
Water samples were taken and pressure tests carried out in the reservoir rocks, and the oil-water contact was confirmed. 
I brønnene ble det tatt vann- og trykkprøver i reservoarbergarten og olje-vann-kontakten ble fastslått.
The wells were not formation-tested. 
Brønnene ble ikke formasjonstestet.
The size of the discovery is now being adjusted up to a range of 21-27 million Sm3 of recoverable oil equivalents. 
Størrelsen på funnet oppjusteres nå til å ligge innenfor et usikkerhetsspenn på 21 -27 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
Consideration will be given to developing Dagny together with the 15/6-9 S discovery, with tie-in to the Sleipner fields. 
Dagny vil bli vurdert utbygd sammen med funnet 15/6-9 S- funnet mot Sleipnerfeltene.
15/5-7 A was the fourth exploration well in production licence 048. 
15/5-7 A er den fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 048.
The licence was awarded in the 3rd licensing round in 1977. 
Tillatelsen ble tildelt i 3. konsesjonsrunde i 1977.
The well was drilled to a vertical depth of 4130 metres below the sea surface and was concluded in the Sleipner formation in the Middle Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4130 meter under havflaten, og ble avsluttet i Sleipnerformasjonen i midtre jura.
Water depth at the site is 119 metres. 
Havdypet er 119 meter.
The costs of the well will be divided between production licences 048 and 029, and the well will be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen er boret med kostnadsdeling mellom utvinningstillatelse 048 og utvinningstillatelse 029, og blir permanent plugget og forlatt.
The well was drilled by the semi-submersible drilling facility Transocean Winner, which will proceed to production licence 212C in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6507/6-3 where StatoilHydro ASA is the operator. 
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Transocean Winner som skal til utvinningstillatelse 212 C i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6507/6-3 der StatoilHydro ASA er operatør.
The licensees in production licence 048: (see NPD's fact pages) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 048: (se OD's faktasider)
The appraisal well was drilled as a sidetrack to the discovery well 6407/7-8, and is located about 16 kilometres north of the Njord field in the Norwegian Sea. 
Avgrensingsbrønnen er boret som et sidesteg til funnbrønnen 6407/7-8, og er lokalisert omlag 16 kilometer nord for Njordfeltet i Norskehavet.
The purpose of well 6407/7-8 A was to confirm the gas-water contact and the size of the discovery, which has reservoir rocks in the Middle to Lower Jurassic. 
Hensikten med brønn 6407/7-8 A var å fastslå gass-vann-kontakten og størrelsen på funnet, som har reservoarbergarter i midtre til nedre jura.
The discovery was proven in September 2008 in a prospect called Noatun. 
Funnet ble påvist i et prospekt kalt Noatun i september 2008.
Data has been collected in the well to confirm the size of the discovery. 
Det er foretatt datainnsamling i brønnen for å bekrefte størrelsen på funnet.
The preliminary estimate for proven recoverable resources is from 5 – 8 million Sm3 oil equivalents. 
Påviste utvinnbare ressurser er foreløpig beregnet til mellom 5 og 8 millioner Sm3 oljeekvivalenter.
The gas-water contact was not encountered in the well. 
Det ble ikke påtruffet gass-vann-kontakt i brønnen.
Consideration will be given to developing the discovery with tie-in to the Njord field. 
Funnet blir vurdert bygget ut mot Njordfeltet.
The well was drilled to a vertical depth of 5050 metres below the sea surface, and was concluded in the Åre formation in the Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 5050 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Water depth at the site is 293 metres. 
Havdypet er 293 meter.
The well was drilled using the semi-submersible drilling facility West Alpha, which will now drill wildcat well 30/11-7 in production licence 035, where StatoilHydro Petroleum AS is operator. 
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 30/11-7 i utvinningstillatelse 035, der StatoilHydro Petroleum AS er operatør.
Licensees in production licence 107 (see NPD's fact pages) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 107 (se OD' fakta sider )
In October 2008, well 34/8-14 S proved oil and gas in upper strata from the Brent group. 
I oktober 2008 påviste brønnen 34/8-14 S olje og gass i øvre deler av Brentgruppen.
The exploration target for well 34/8-14 A was to delimit the 34/8-14 S discovery towards the north. 
Letemål for brønn 34/8-14 A var å avgrense funnet 34/8-14 S mot nord.
The well proved a 53-metre gas column above an 8-metre oil column. 
Brønnen påviste 53 meter gasskolonne over 8 meter oljekolonne.
Extensive data collection and sampling have been carried out. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
A new downflank sidetrack, 34/8-14 C, will therefore be drilled in the same segment in order to determine the oil-water contact and the size of the discovery. 
Et nytt nedflankes sidesteg, 34/8-14 C, vil derfor bli boret i samme del for å fastslå olje-vann-kontakten for å bestemme størrelsen på funnet.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 3044 metres below the sea surface, and was concluded in the Drake formation in the Lower Jurassic. 
Avgrensningsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3044 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Drakeformasjonen i nedre jura.
Water depth at the site is 292 metres. 
Havdypet er 292 meter.
The well was drilled using the Borgland Dolphin drilling facility, which will continue operations in production licence 120 in the North Sea with the drilling of sidetrack well 34/8-14 C. 
Brønnen ble boret med boreinnretningen Borgland Dolphin som fortsetter operasjonen i utvinningstillatelse 120 i Nordsjøen, med boring av sidesteget 34/8-14 C.
The licensees in production licences 120 and 120 B (see NPD's fact pages) 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 120 og 120 B (se OD's faktasider)
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, +47 51 87 61 00 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel 51 87 61 00
The well is located 45 km north-east of the Snorre field in the northern part of the North Sea. 
Brønnen er lokalisert 45 kilometer nordøst for Snorrefeltet i den nordlige delen av Nordsjøen.
The exploration target for the well was to delineate the 34/3-1 S (Jordbær) discovery, which earlier this year proved oil in Lower Jurassic rocks. 
Letemålet for brønnen var å avgrense funnet 34/3-1 S (Jordbær) som påviste olje i bergarter fra nedre jura tidligere i år.
The well encountered the oil-water contact for the discovery. 
Brønnen påtraff olje-vann-kontakten for funnet.
Preliminary estimates indicate that the size of the discovery is within a range of uncertainty from 9 – 13 million standard cubic metres of recoverable oil equivalents. 
Foreløpig anslag viser at størrelsen trolig er innenfor et usikkerhetsspenn på mellom 9 og 13 millioner standard kubikkmeter utvinnbare olje-ekvivalenter.
The well was not formation-tested, but extensive data collection and sampling have been conducted. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 3974 metres below the sea surface, and was concluded in Lower Jurassic rocks. 
Avgrensingsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3974 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av nedre jura alder.
The drilling activity was carried out using the Bredford Dolphin drilling facility at a water depth of 400 metres. 
Boringen ble utført med boreinnretningen Bredford Dolphin på 400 meters vanndyp.
The well will now be plugged and abandoned, and the Bredford Dolphin will move on to production licence 338 to drill appraisal well 16/1-8 for Lundin. 
Brønnen blir nå plugget og forlatt og Bredford Dolphin flyttes til utvinningstillatelse 338 for å bore avgrensningsbrønn 16/1-8 for Lundin.
The licensees in production licence 373 S (see NPD's fact pages) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 373 S (se OD's faktasider)
Press contact in the Norwegian Petroleum Directorate Eldbjørg Vaage Melberg, tel +47 51 87 61 00 
Pressekontakt i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tel 51 87 61 00
The well was drilled as a sidetrack to the appraisal well 1/3-10, in order to investigate the underlying water zone and to improve delineation of the Oselvar discovery. 
Brønnen ble boret som et sidesteg til avgrensningsbrønn 1/3-10, for å undersøke den underliggende vannsonen og derved avgrense Oselvar-funnet bedre.
Drilling was carried out with the drilling facility Mærsk Guardian at a water depth of 72 m. 
Boringen ble utført med boreinnretningen Mærsk Guardian på 72 meters vanndyp.
The objective of the well was to measure pressures and acquire samples from the water zone below the already proven oil/condensate column. 
Formålet med brønnen var å måle trykk og ta vannprøver i vannsonen under den allerede påviste olje/kondensat-kolonnen.
Both objectives were accomplished and the data acquisition is now finished. 
Begge deler ble oppnådd og datainnsamlingen er nå avsluttet.
The well was drilled to 3632 m and terminated in deposits of early Palaeocene age, in a position 680 m southwest of 1/3-10. 
Brønnen ble boret til 3632 meter og avsluttet i bergarter av tidlig paleocen alder, i en posisjon 680 m sørvest for 1/3-10.
Preliminary calculations of the reservoir parameters in the sidetrack correspond with the results from 1/3-10, while the reservoir thickness penetrated was slightly less than anticipated. 
Foreløpige beregninger viser at reservoaregenskaperne i sidesteget samsvarer med resultatene fra 1/3-10, mens reservoartykkelsen som ble påvist var noe mindre enn forventet.
The wells show that the size of the total discovery is within the uncertainty range of 2 - 6 Sm3 million producible oil/condensate and 2 - 4 billion Sm3 producible gas. 
Avgrensingen viser at størrelsen på det totale funnet er innenfor usikkerhetsspennet på 2 - 6 mill Sm3 utvinnbar olje/kondensat og 2 - 4 mrd Sm3 utvinnbare gass.
The results from the wells are encouraging with respect to a future development of the discovery and it is excpected to submit a plan for development and operation of Oselvar during 2008. 
Resultatene fra brønnene er oppmuntrende med henblikk på en framtidlig utvikling av funnet, og det planlegges å levere inn en plan for utbygning og drift av Oselvar i løpet av 2008.
The drilling facility Mærsk Guardian is now ready for transfer to BG Norge AS. 
Boreinnretningen Mærsk Guardian gjøres nå klar for overdragelse til BG Norge AS.
After finished operation for BG, the Mærsk Guardian will return to DONG E&P Norge to continue DONGs drilling programme for 2008 on NOCS, and drill another exploration well on a prospect called Ipswich in vicinity to the 1/3-6 discovery, also in production licence 274. 
Etter endt operasjon hos BG vil Mærsk Guardian returnere til DONG E&P Norge for å fortsette DONGs boreprogram for 2008 på norsk sokkel og bore ytterligere en letebrønn på et prospekt kalt Ipswich i nærheten av funn 1/3-6 i utvinningstillatelse 274.
The 1/3-6 discovery (‘Oselvar’) was made by Elf Petroleum Norge in 1991. 
Funnet 1/3-6 (”Oselvar”) ble gjort av Elf Petroleum Norge i 1991.
Production licence 274 was awarded to DONG in 2002. 
Utvinningstillatelse 274 ble tildelt DONG i 2002.
The discovery is located 20 kilometres west of the Gyda field in the southern part of the North Sea. 
Funnet ligger 20 kilometer vest for Gydafeltet i den sørlige delen av Nordsjøen.
1/3-10 and 1/3-10A are third and fourth wells that have been drilled on the 1/3-6 discovery. 
1/3-10 og 1/3-10 A er tredje og fjerde brønn som er boret på funnet 1/3-6.
The licensees in production licence 274 - Revus Energy ASA: 15% - Norwegian Energy Company ASA: 15% - PA Resources Norway AS: 30% - DONG E&P Norge AS: 40% 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 274 - Revus Energy ASA: 15% - Norwegian Energy Company ASA: 15% - PA Resources Norway AS: 30% - DONG E&P Norge AS: 40%
Wildcat well 7125/4-1 made an oil/gas discovery in 2007 in rocks from the Late Triassic/Early Jurassic and Middle Triassic Ages. 
Undersøkelsesbrønn 7125/4-1 gjorde et olje/gassfunn i 2007 i bergarter av sentrias/tidligjura og midttrias alder.
The discovery is located about 110 km northeast of the Goliat discovery in the Barents Sea. 
Funnet ligger om lag 110 kilometer nordøst for Goliatfunnet i Barentshavet.
The objective of well 7125/4-2 was to delineate the oil/gas discovery and to examine a different part of the structure. 
Målet for brønn 7125/4-2 var å avgrense olje/gassfunnet og undersøke en annen del av strukturen.
The well proved a small oil column in Triassic sandstones. 
Brønnen påviste en liten oljekolonne i sandsteiner av trias alder.
The oil-bearing strata were thin, but did exhibit good reservoir properties. 
De oljeførende lagene var tynne, men viste gode reservoaregenskaper.
It is too early to estimate the size of the discovery, but preliminary calculations indicate that the original resource estimate of 6-12 million standard cubic metres must be adjusted downward. 
Det er for tidlig å anslå størrelsen på funnet, men foreløpige beregninger tyder på at det opprinnelige ressursanslaget på mellom 6 og 12 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter må justeres ned.
The well was not formation-tested, but data collection and sampling have been carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking.
Evaluations and analyses will be carried out to clarify the size and extent of the discovery. 
Det vil bli gjennomført evaluering og analyser for å avklare størrelsen og utstrekningen av funnet.
The well was drilled to a total vertical depth of 1727 metres below the sea surface, and was concluded in rocks from the Early Triassic Age. 
Brønnen ble boret til et totalt vertikalt dyp på 1727 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av tidligtrias alder.
Water depth at the site is 294 metres. 
Havdypet er 294 meter.
The well will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen er nå permanent plugget og forlatt.
The well was drilled using the semi-submersible drilling facility Polar Pioneer, which will now proceed to production licence 228 to drill appraisal well 7223/5-1, operated by StatoilHydro Petroleum AS. 
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Polar Pioneer, som nå skal til utvinningstillatelse 228 for å bore avgrensningsbrønn 7223/5-1 der StatoilHydro Petroleum AS er operatør.
Licensees in production licence 393 (see NPD's fact pages) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 393 (se OD's faktasider)
The wells were dry, but reservoir development in Triassic rocks was proven. 
Brønnene var tørre, men det ble påvist reservoarutvikling i trias bergarter.
The wells will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønnene blir nå permanent plugget og forlatt.
These are the first exploration wells in production licence 110 C. The production license was awarded as additional acreage to the 7122/6-1 discovery in connection with the 19th licensing round in 2006. 
Dette er de første letebrønnene i utvinningstillatelse 110 C, tildelt som tilleggsareal i 19. konsesjonsrunde i 2006.
The discovery 7122/6-1 was made in 1987, and consists of oil, gas and condensate. 
Funnet består av olje, gass og kondensat.
The resource estimate is 21.5 million Sm3 o.e. 
Ressursestimatet er 21,5 mill Sm3 oljeekvivalenter.
The reservoir is from the middle Jurassic and Triassic. 
Reservoaret er fra midtre jura og trias.
The 7123/4-1 S and 7123/4-1 A wells were drilled to a vertical depth of 2683 metres and 2603 metres, respectively, under the sea, and concluded in Triassic rocks. 
Brønnene 7123/4-1 S og 7123/4-1 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 2683 meter og 2603 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av trias alder.
The sea depth was 413 metres. 
Havdypet er 413 meter.
The licensees in production licence 110 C 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 110 C.
- RWE Dea Norge AS: 2.81% - Hess Norge AS: 3.26% - Gaz de France Norge AS: 12% - Total E&P Norge AS: 18.4% - Petoro AS: 30% - StatoilHydro ASA: 33.53% 
- RWE Dea Norge AS: 2.81% - Hess Norge AS: 3.26% - Gaz de France Norge AS: 12% - Total E&P Norge AS: 18.4% - Petoro AS: 30% - StatoilHydro ASA: 33.53%
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel. 
Kontaktperson i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
+47 51876100 
51 87 61 00
As expected, oil production is somewhat lower than in the previous year. 
Oljeproduksjonen er noe mindre enn i året før, men dette er som forventet.
Twelve new discoveries were made, most of which appear to be fairly small. 
Det er gjort 12 nye funn, men de fleste ser ut til å være nokså små.
The shelf is characterized by vigorous activity and continued growth in total investment costs. 
Sokkelen er ellers karakterisert av høy aktivitet og fortsatt vekst i de samlede investeringskostnadene.