natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The purpose of the well was to prove petroleum in reservoir rock from the Upper Jurassic (the Rogn Formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Rognformasjonen).
The well was drilled 330 metres into the Rogn Formation, of which 134 metres were sandstone of moderate to good reservoir quality. 
Brønnen boret 330 meter inn i Rognformasjonen, hvorav 134 meter med sandstein av moderat til god reservoarkvalitet.
Data acquistion has been carried out from the well. 
Det er utført datainnsamling i brønnen.
This is the first exploration well in production licence 793 awarded in APA 2014. 
Dette er første letebrønn i utvinningstillatelse 793 som ble tildelt i TFO 2014.
The well was drilled to a vertical depth of 2850 metres below the sea surface and terminated in the Rogn Formation in Upper Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2850 meter under havoverflaten og avsluttet i Rognformasjonen i øvre jura.
The well was drilled by the drilling facility Transocean Barents. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Transocean Barents.
Contact person in the Norwegian Petroleum Directorate Eldgjørg Vaage Melberg. 
Kontaktperson i Oljedirektoratet
Telephone: +47 51 87 61 00 
Eldbjørg Vaage Melberg, tlf: 51 87 61 00
Both wells have been drilled about four kilometres north of the Hyme field in the southern part of the Norwegian Sea and 140 kilometres north of Kristiansund. 
Begge brønnene er boret om lag fire kilometer nord for Hymefeltet i den sørlige delen av Norskehavet og 140 kilometer nord for Kristiansund.
The primary exploration target in well 6407/8-7 was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Ile formation). 
Primært letemål i brønn 6407/8-7 var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Ileformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Lower Jurassic reservoir rocks (the Tilje and Åre formations). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre jura reservoargergarter (Tilje- og Åreformasjonene).
The well encountered about 95 metres of the Ile formation, of which 70 metres were sandstone with good reservoir properties. 
Brønnen påtraff om lag 95 meter tykk Ileformasjon, hvorav 70 meter er sandstein med gode reservoaregeskaper.
The Tilje and Åre formations were also encountered, in thicknesses of 200 and 170 metres respectively, of which 160 and 75 metres respectively are sandstone with good reservoir quality. 
Videre ble Tilje-og Åreformasjonen påtruffet, henholdsvis 200 og 170 meter tykke, hvorav 160 og 75 meter respektivt er sandstein med god reservoarkvalitet.
The purpose of well 6407/8-7 A was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Tilje formation) higher up in the structure. 
Hensikten med brønn 6407/8-7 A var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Tiljeformasjonen) høyere opp i strukturen.
The well encountered about 110 metres of reservoir rocks in the Tilje formation, of which 80 metres were sandstone of good reservoir quality. 
Brønnen påtraff om lag 110 meter tykke reservoarbergarter i Tiljeformasjonen, hvorav 80 meter med sandstein av god reservoarkvalitet.
The well also encountered 200 metres of the Åre formation, of which 95 metres were sandstone with good reservoir properties. 
I tillegg kom Åreformasjonen inn med en tykkelse på 200 meter, hvorav 95 meter sandstein med gode reservoaregenskaper.
Data collection has been carried out in both wells. 
Det er utført datainnsamling i begge brønnene.
These are the first and second exploration wells in production licence 348 C. 
Dette er første og andre letebrønn i utvinningstillatelse 348 C.
Water depth at the site is 259 metres. 
Havdypet er 259 meter.
The wells were drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now move on to drill wildcat well 6706/11-2 in the Norwegian Sea in production licence 602, where Statoil is the operator. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6706/11-2 i Norskehavet i utvinningstillatelse 602, der Statoil er operatør.
Astri Sivertsen, tel. 
Astri Sivertsen, tlf.
The well was drilled about 15 kilometres southeast of the Heidrun platform in the Norwegian Sea. 
Brønnen er boret om lag 15 kilometer sørøst for Heidrun-plattformen i Norskehavet.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Rogn formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Rognformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in the Middle Jurassic Garn formation, which is part of the Fangst group. 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i midt jura Garnformasjonen tilhørende Fangstgruppen.
The well did not encounter reservoir rocks in the Rogn formation. 
Brønnen påtraff ikke reservoarbergarter i Rognformasjonen.
The well encountered about 35 metres of reservoir rocks in the Garn formation, of which about 25 metres were of very good reservoir quality. 
Brønnen påtraff om lag 35 meter tykke reservoarbergarter i Garnformasjonen hvorav om lag 25 meter med meget god reservoarkvalitet.
This is the first exploration well in production licence 591. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 591.
Well 6507/11-11 was drilled to a vertical depth of 2875 metres below the sea surface and was terminated in the Fangst group in the Middle Jurassic. 
Brønn 6507/11-11 ble boret til et vertikalt dyp av 2875 meter under havflaten og ble avsluttet i Fangstgruppen i midtre jura.
Water depth at the site is 270 metres. 
Havdypet er 270 meter.
Well 6507/11-11 was drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now proceed to production licence 420 in the North Sea to plug wells 35/9-11 S and 35/9-11 A. 
Brønn 6507/11-11 ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson som nå skal til utvinningstillatelse 420 i Nordsjøen for å plugge brønnene 35/9-11 S og 35/9-11 A.
Wellbore 16/2-3 will be drilled from the drilling facility West Epsilon at position 58°53’ 00.2” North and 02°22’ 24.1” East, after it concludes drilling of wildcat well 16/6-9 S for Statoil in production licence 303. 
Brønnbane 16/2-3 skal bores fra boreinnretningen West Epsilon i posisjon 58°53’ 00.2” Nord og 02°22’ 24.1” Øst etter avslutning av boring av undersøkelsesbrønn 16/6-9 S for Statoil i utvinningstillatelse 303.
The drilling program for wellbore 16/2-3 relates to drilling of a wildcat well in production licence 265. 
Boreprogrammet for brønnbane 16/2-3 gjelder boring av undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 265.
The area in this production licence consists of parts of block 16/2. 
Arealet i denne tillatelsen består av deler blokk 16/2.
Well 16/2-3 will be drilled about 10 km southeast of the 16/1-6 S discovery and 30 km east of the Gudrun field in the middle part of the North Sea. 
Brønn 16/2-3 blir boret om lag 10 km sørøst av 16/1-6 S - funnet og 30 km øst for Gudrunfeltet i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 265 was awarded in the North Sea Awards in 2001. 
Utvinningstillatelse 265 ble tildelt i Nordsjøtildelinga i 2001.
This is the second well to be drilled in the production licence. 
Dette er den andre brønnen som bores i utvinningstillatelsen.
The primary and secondary exploration targets for the well were to prove petroleum in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks (the Fangst and Båt groups). 
Primært og sekundært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre og nedre jura reservoarbergarter (Fangst- og Båtgruppen).
In the primary exploration target, the well encountered approx. 30 metres of reservoir rocks in the Garn formation and 60 metres of reservoir rocks in the Ile formation (the Fangst group), both with very good reservoir quality. 
I primært letemål påtraff brønnen en om lag 30 meter reservoarbergarter i Garnformasjon og 60 meter reservoarbergarter i Ileformasjonen (Fangstgruppen), begge med meget god reservoarkvalitet.
In the secondary exploration target, about 95 and 70 metres of reservoir rocks were encountered in the Tilje and Åre formation in the Båt group, respectively, both with good to very good reservoir properties. 
I sekundært letemål ble det påtruffet om lag 95 og 70 meter reservoarbergarter i henholdsvis Tilje- og Åreformasjonen i Båtgruppen, begge med gode til meget gode reservoaregenskaper.
The well is the first exploration well in production licence 650. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 650.
The well was drilled to measured and vertical depths of 2470 and 2306 metres below the sea surface, respectively, and was terminated in the Åre formation in the Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 2470 og 2306 meter under havflaten og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Water depth at the site is 350 metres. 
Havdypet er 350 meter.
Well 6507/3-11 S was drilled by the Borgland Dolphin drilling facility, which will now proceed to production licence 248 in the North Sea to drill wildcat well 35/11-18 where Wintershall Norge AS is the operator. 
Brønn 6507/3-11 S ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin, som nå skal til utvinningstillatelse 248 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 35/11-18 der Wintershall Norge AS er operatør.
The well encountered gas. 
Brønnen påtraff gass.
The well was drilled about 20 kilometres west of the Aasta Hansteen field in the northern part of the Norwegian Sea. 
Brønnen er boret om lag 20 kilometer vest for Aasta Hansteen-feltet i nordlig del av Norskehavet.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Cretaceous reservoir rocks (the Nise formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter (Niseformasjonen).
The well encountered a total gas column of about 70 metres in the Nise formation, of which 40 metres in sandstone with very good reservoir quality. 
Brønnen påtraff en total gasskolonne på om lag 70 meter i Niseformasjonen, hvorav 40 meter i sandstein med meget god reservoarkvalitet.
Preliminary estimates place the size of the discovery between one and three billion standard cubic metres (Sm3 ) of recoverable gas. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom en og tre milliarder standard kubikkmeter (Sm3 ) utvinnbar gass.
The licensees will assess the discovery together with other discoveries in this production licence and the neighbouring licence (218) with regard to development and tie-in to the Aasta Hansteen field. 
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn i denne utvinningstillatelsen og nabotillatelsen 218 med hensyn til utvikling og tilknytning til Aasta Hansteen-feltet.
This is the second exploration well in production licence 602. 
Dette er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 602.
Well 6706/11-2 was drilled to a vertical depth of 2556 metres below the sea surface, and was terminated in the Nise formation in the Upper Cretaceous. 
Brønn 6706/11-2 ble boret til et vertikal dyp på 2556 meter under havflaten og avsluttet i Niseformasjonen i øvre kritt.
Water depth at the site is 1272 metres. 
Havdypet er 1272 meter.
Well 6706/11-2 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now be laid up at Averøy outside Kristiansund. 
Brønn 6706/11-2 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen som nå skal til Averøy, Kristiansund.
The rig has completed its Contract with Statoil. 
Riggen er av kontrakten med Statoil.
The well was drilled about six kilometres west of the Aasta Hansteen field in the northern part of the Norwegian Sea. 
Brønnen er boret om lag seks kilometer vest for Aasta Hansteenfeltet i nordlig del av Norskehavet.
The objective of the well was to prove petroleum in reservoir rock from the Upper Cretaceous (the Nise Formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter (Niseformasjon).
The well encountered a total gas column of about 105 metres and a four-metre oil column in the Nise Formation, about 75 metres of which is in sandstone of very good reservoir quality. 
Brønnen påtraff en total gasskolonne på rundt 105 meter og fire meter oljekolonne i Niseformasjonen, hvorav om lag 75 meter i sandstein med svært god reservoarkvalitet.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between five and nine billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom fem og ni milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The licensees will consider the discovery along with other discoveries as regards a tie-in to the Aasta Hansteen field. 
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn med hensyn til en tilknytning til Aasta Hansteenfeltet.
This is the fifth exploration well in production licence 218. 
Dette er den femte letebrønnen i utvinningstillatelse 218.
The licence was awarded on 2 February 1996 in the 15th licensing round. 
Tillatelsen ble tildelt 2.februar 1996 i 15. konsesjonsrunde.
Appraisal well 6706/12-2 was drilled to a vertical depth of 2714 metres below sea level and was terminated in the Nise Formation in the Upper Cretaceous. 
Brønn 6706/12-2 ble boret til et vertikalt dyp av 2714 meter under havflaten, og ble avsluttet i Niseformasjonen i øvre kritt.
Water depth at the site is 1312 metres. 
Havdypet er 1312 meter.
Well 6706/12-2 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now proceed to drill wildcat well 6706/12-3 in production licence 602 near the Aasta Hansteen field, also operated by Statoil Petroleum AS. 
Brønn 6706/12-2 ble boret av boreinnretningen Transoceaan Spitsbergen som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6706/12-3 i utvinningstillatelse 602 nær Aasta Hansteenfeltet,der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well was drilled about 12 kilometres west of the Aasta Hansteen field in the northern part of the Norwegian Sea. 
Brønnen er boret om lag tolv kilometer vest for Aasta Hansteenfeltet i nordlig del av Norskehavet.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Cretaceous reservoir rocks, with a primary exploration target in the Nise formation and a secondary exploration target in the Kvitnos formation. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter, med primært letemål i Niseformasjonen og sekundært letemål i Kvitnosformasjonen.
The well encountered a total gas column of 38 metres in the Nise formation, of which about 30 metres in sandstone of extremely good reservoir quality. 
Brønnen påtraff en total gasskolonne på 38 meter i Niseformasjonen, hvorav om lag 30 meter i sandstein med svært god reservoarkvalitet.
In the Kvitnos formation, the well encountered aquiferous sandstone, of which about 35 metres with good reservoir quality. 
I Kvitnosformasjonen påtraff brønnen vannfylt sandstein, hvorav om lag 35 meter med god reservoarkvalitet.
Preliminary estimates of the size of the discovery are between 2-7 billion standard cubic metres (Sm³) of recoverable gas. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom to og syv milliarder standard kubikkmeter (Sm³) utvinnbar gass.
The licensees will evaluate the discovery along with other discoveries, as regards a tie-in to the Aasta Hansteen field. 
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn med hensyn til en tilknytning til Aasta Hansteen-feltet.
Well 6706/12-3 was drilled to a vertical depth of 3296 metres below the sea surface, and was terminated in the Kvitnos formation in the Upper Cretaceous. 
Brønn 6706/12-3 ble boret til et vertikalt dyp av 3296 meter under havflaten, og ble avsluttet i Kvitnosformasjonen i øvre kritt.
Water depth at the site is 1287 metres. 
Havdypet er 1287 meter.
Well 6706/12-3 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now permanently plug 34/11-2 S near the Gullfaks field in the North Sea, where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønn 6706/12-3 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen som nå skal permanent plugge 34/11-2 S nær Gullfaks-feltet i Nordsjøen, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well is being drilled about 85 kilometres north-east of Berlevåg. 
Brønnen er boret om lag 85 kilometer nordøst for Berlevåg.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in carbonate and spiculite reservoir rocks (the Røye formation) in the Upper Permian. 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i karbonat- og spikulittreservoarbergarter (Røyeformasjonen) i øvre perm.
The secondary exploration target was to prove petroleum in underlying carbonates and sandstones (the Ørn formation and the Soldogg formation) in the Permian and Carboniferous Ages. 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i underliggende karbonater og sandsteiner (Ørnformasjonen og Soldoggformasjonen) i perm og karbon.
In the primary exploration target, well 7130/4-1 encountered an approx. 40 metre thick aquiferous spiculite reservoir in the Røye formation, with poor reservoir quality. 
I primært letemål påtraff brønn 7130/4-1 et om lag 40 meter tykt vannførende spikulittreservoar i Røyeformasjonen med dårlig reservoarkvalitet.
In the secondary exploration target, the well proved traces of petroleum in the Ørn formation. 
I sekundært letemål påviste brønnen spor av petroleum i Ørnformasjonen.
The formation is about 180 metres thick, but is mainly tight. 
Formasjonen er om lag 180 meter tykk, men hovedsakelig tett.
In the Soldogg formation, the well encountered a 5 metre thick gas column in a sandstone reservoir with moderate reservoir quality. 
I Soldoggformasjonen ble en 5 meter tykk gasskolonne i sandsteinreservoar med moderat reservoarkvalitet påtruffet.
In total, the well encountered about 85 metres of reservoir in the Soldogg formation. 
Samlet påtraff brønnen om lag 85 meter reservoar i Soldoggformasjonen.
The gas/water contact was encountered. 
Gass/vann-kontakt ble påtruffet.
The assessment of the size of the discovery is unclear at this time, but indications are that it is too small to be commercial. 
Vurderingen av størrelsen på funnet er foreløpig uavklart, men antas å være så lite at det ikke er drivverdig.
The well was not formation-tested, but extensive data acquisition and sampling have been carried out, with cores from the primary exploration target, and lateral cores in the secondary exploration target (the Soldogg formation). 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking med kjerner fra primært letemål, og sideveggskjerner i sekundært letemål (Soldoggformasjonen).
This is the first exploration well in production licence 708. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 708.
Well 7130/4-1 was drilled to a vertical depth of 3184 metres below the sea surface and was terminated in the Soldogg formation in the Lower Carboniferous. 
Brønn 7130/4-1 ble boret til et vertikalt dyp av 3184 meter under havflaten og ble avsluttet i Soldoggformasjonen i nedre karbon.
Well 7130/4-1 was drilled by the Transocean Arctic, which will now drill wildcat well 7224/2-1 in production licence 611 in the Barents Sea, where Wintershall Norge AS is the operator. 
Brønn 7130/4-1 ble boret av Transocean Arctic som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7224/2-1 i utvinningstillatelse 611 i Barentshavet der Wintershall Norge AS er operatør.
Licensees in production licence 708 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 708
Lundin Norway AS 40 % 
Lundin Norway AS 40 %
LUKOIL Overseas North Shelf AS 20 % 
LUKOIL Overseas North Shelf AS 20 %
Edison Norge AS 20 % 
Edison Norge AS 20 %
Lime Petroleum Norway AS 10 % 
Lime Petroleum Norway AS 10 %
Pure E&P Norway AS 10 % 
Pure E&P Norway AS 10 %
Wellbore 15/5-7 A will be drilled from the drilling facility Transocean Winner at position 58°33’22.2” North and 01°39’19.3” East following the completion of the drilling of appraisal well 15/5-7 for StatoilHydro in production licence 048. 
Brønnbane 15/5-7 A skal bores fra boreinnretningen Transocean Winner i posisjon 58°33’22.2” Nord og 01°39’19.3” Øst etter at boringen av avgrensningsbrønnen 15/5-7 for StatoilHydro i utvinningstillatelse 048 er avsluttet.
The drilling program for wellbore 15/5-7 A consists of the drilling of a sidetrack well in production licence 048. 
Boreprogrammet for brønnbane 15/5-7 A gjelder boring av sidestegsbrønn i utvinningstillatelse 048.
StatoilHydro is the operator with an ownership interest of 78.2 per cent, and Total is the other licensee with an ownership interest of 21.8 per cent. 
StatoilHydro er operatør med 78,2 prosent andel, og Total er rettighetshaver med en andel på 21,8 prosent.
The area in this production licence consists of two parts of block 15/5. 
Arealet i denne tillatelsen består av to deler av blokk 15/5.
Block 15/5 lies just northwest of the Sleipner area in the North Sea. 
Blokk 15/5 ligger like nordvest for Sleipner-området i Nordsjøen.
Production licence 048 was awarded in the third licensing round on the Norwegian shelf in 1977. 
Utvinningstillatelse 048 ble tildelt i tredje konsesjonsrunde på norsk sokkel i 1977.
This is the fourth well to be drilled in this production licence. 
Dette er den fjerde brønnen som bores i utvinningstillatelsen.
The drilling permit is granted on the condition that all other permits and consents required by other authorities have been secured before the drilling activity commences. 
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
The wells were drilled about four kilometres south of discovery well 7220/11-1 and approximately three kilometres northeast of appraisal wells 7220/11-2 and 7220/11-2 A. 
Brønnene er boret om lag fire kilometer sør for funnbrønnen 7220/11-1 og om lag tre kilometer nordøst for avgrensingsbrønnene 7220/11-2 og 7220/11-2 A.
Discovery 7220/11-1 was proven in carbonates in the Gipsdalen group in October 2014. 
Funnet 7220/11-1 ble påvist i karbonatbergarter i Gipsdalengruppen i oktober 2014.
After drilling of the discovery well, the operator's resource estimate for the discovery was between 14 and 50 million Sm3 recoverable oil and between 5 and 17 billion Sm3 recoverable gas. 
Etter boring av funnbrønnen var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 14 og 50 millioner Sm3 utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The purpose of the wells was to delineate discovery 7220/11-1, and additionally to investigate the extent of the reservoir and hydrocarbon columns. 
Hensikten med brønnene var å avgrense funnet 7220/11-1 og i tillegg undersøke reservoarutbredelse og hydrokarbonkolonner.
Well 7220/11-3 encountered a 75-metre thick gas column and the upper part of an oil column in carbonates in the Gipsdalen group of good to very good reservoir quality. 
Brønn 7220/11-3 påtraff en 75 meter gasskolonne og øvre del av en oljekolonne i karbonatbergarter i Gipsdalengruppen, med god til svært god reservoarkvalitet.
Due to technical challenges, the well was plugged. 
På grunn av tekniske utfordringer ble brønnen plugget.
A decision was made to drill a sidetrack, 7220/11-3 A, about 400 metres to the southeast. 
Det ble besluttet å bore et sidesteg, 7220/11-3 A, om lag 400 meter mot sørøst.
The well encountered a 74-metre hydrocarbon column, 30 metres of which was a gas column and 44 metres was an oil column in reservoir rocks of good to poor reservoir quality. 
Brønnen påtraff en hydrokarbonkolonne på 74 meter, hvorav 30 meter gasskolonne og 44 meter oljekolonne i reservoarbergarter med god til dårlig reservoarkvalitet.
The age of the reservoir rock is uncertain, but is assumed to be of Triassic and/or Permian age. 
Alderen til reservoarbergartene er usikker, men antas å være av trias og/eller perm alder.
The well was temporarily plugged and abandoned to have the opportunity to return to it to drill deeper and, if relevant, perform a production test. 
Brønnen blir midlertidig plugget og forlatt for å ha mulighet til å komme tilbake for å bore dypere og eventuelt gjennomføre en produksjonstest.
Pressure gradients from wells 7220/11-3 and 7220/11-3 A show communication with discovery well 7220/11-1. 
Trykkgradienter fra brønnene 7220/11-3 og 7220/11-3 A viser kommunikasjon med funnbrønnen 7220/11-1.