natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The well has been drilled about 11 kilometres northwest of the 7220/8-1 Johan Castberg discovery in the Barents Sea and about 247 kilometres northwest of Hammerfest. 
Brønnen er boret om lag 11 kilometer nordvest for funnet 7220/8-1 Johan Castberg i Barentshavet og om lag 247 kilometer nordvest for Hammerfest.
The well’s primary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle and Early Jurassic (Stø, Nordmela and Tubåen formations). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellom- og tidligjura alder (Stø-, Nordmela- og Tubåenformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Late Triassic (Snadd formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Snaddformasjonen).
The well encountered a gross gas column of about 130 metres in the Stø and Nordmela formations, with poorer reservoir quality than expected. 
Brønnen påtraff en brutto gasskolonne på om lag 130 meter i Stø- og Nordmelaformasjonen, med dårligere reservoarkvalitet enn forventet.
In the Snadd formation, the well encountered an approx. 45-metre tall gross gas column. 
I Snaddformasjonen påtraff brønnen en om lag 45 meter brutto gasskolonne.
Preliminary calculations indicate that the discovery totals between two and four billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas. 
Foreløpige beregninger tyder på at funnet rommer mellom to og fire milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The well was not formation tested, but extensive data collection and sampling have been carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
This is the sixth exploration well in production licence 532. 
Dette er den sjette letebrønnen i utvinningstillatelse 532.
The well was drilled to a vertical depth of 3209 metres below the sea surface, and was terminated in the Snadd formation from the Middle to Late Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3209 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen av mellom- til sentrias alder.
Water depth is 403 metres. 
Havdypet er 403 meter.
Well 7220/4-1 was drilled by the West Hercules drilling facility, which will now move on to drill wildcat well 7220/7-3 S on another prospect in the same production licence. 
Brønn 7220/4-1ble boret av boreinnretningen West Hercules, som etterpå skal bore undersøkelsesbrønn 7220/7-3 S på et annet prospekt i samme utvinningstillatelse.
The well has been drilled in the Barents Sea, about 15 kilometres southwest of the 7220/8-1 Johan Castberg discovery and 230 kilometres northwest of Hammerfest. 
Brønnen er boret i Barentshavet, om lag 15 kilometer sørvest for funnet 7220/8-1 Johan Castberg og 230 kilometer nordvest for Hammerfest.
The well's primary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle and Early Jurassic Age (the Stø and Nordmela formations). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellom- og tidligjura alder (Stø-, og Nordmelaformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Late Triassic Age (the Fruholmen formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Fruholmenformasjonen).
The well encountered a 68-metre gross gas column in the Stø formation and an 86-metre gross oil column in the Stø and Nordmela formations. 
Brønnen påtraff en brutto gasskolonne på 68 meter i Støformasjonen og en brutto oljekolonne på 86 meter i Stø- og Nordmelaformasjonen.
The reservoir quality in the Stø formation is very good. 
Reservoarkvaliteten i Støformasjonen er meget god.
The reservoir quality in the Nordmela formation is variable, but about half of the oil zone was encountered in sandstone with very good reservoir quality. 
I Nordmelaformasjonen er reservoarkvaliteten variabel, men om lag halve oljesonen er påtruffet i sandsteiner av meget god reservoarkvalitet.
The Fruholmen formation has poor reservoir properties, and is aquiferous. 
Fruholmenformasjonen har dårlige reservoaregenskaper, og er vannførende.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between seven and ten million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom sju og ti millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The discovery will be considered for tie-in to 7220/8-1 Johan Castberg. 
Funnet vil bli vurdert tilknyttet 7220/8-1 Johan Castberg.
This is the seventh exploration well in production licence 532. 
Dette er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 532.
The license was awarded in the 20th licensing round in 2009. 
Tillatelsen ble tildelt i 20. konsesjonsrunde i 2009.
The well was drilled to a vertical depth of 2029 metres below the sea surface and was terminated in the Fruholmen formation from the Late Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2029 meter under havflaten, og ble avsluttet i Fruholmenformasjonen av sentrias alder.
Water depth at the site is 345 metres. 
Havdypet er 345 meter.
Well 7220/7-3 S was drilled by the West Hercules drilling facility, which will move on to assignments outside the Norwegian shelf. 
Brønn 7220/7-3 S ble boret av boreinnretningen West Hercules som nå går til oppdrag utenfor norsk sokkel.
The well was drilled about 80 kilometres northeast of the Snøhvit field in the Barents Sea and about 160 kilometres northwest of Hammerfest. 
Brønnen er boret om lag 80 kilometer nordøst for Snøhvitfeltet i Barentshavet og om lag 160 kilometer nordvest for Hammerfest.
The objective of the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle Triassic (Kobbe formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomtrias alder (Kobbeformasjonen).
The well encountered a gross oil column of about 30 metres in the Kobbe formation, of which about 20 metres in sandstone with much poorer reservoir quality than expected. 
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på om lag 30 meter i Kobbeformasjonen, hvorav om lag 20 meter i sandsteiner, med langt dårligere reservoarkvalitet enn forventet.
Several thin layers of sandstone were also encountered deeper in the Kobbe formation, but these were tight. 
Det ble også påtruffet flere tynne sandsteinslag dypere ned i Kobbeformasjonen, men disse var tette.
The poor reservoir properties made it impossible to establish gradients from the pressure measurements. 
På grunn av de dårlige reservoaregenskapene, var det ikke mulig å etablere gradienter fra trykkmålingene.
Therefore, no oil/water contact was encountered. 
Ingen olje/vann kontakt ble derfor påtruffet.
Preliminary assessments indicate that the discovery is not commercially interesting. 
Foreløpige vurderinger av funnet er at det er økonomisk uinteressant.
A formation test (mini-DST) was performed, but revealed very poor flow properties. 
En formasjonstest (mini-DST) er utført, men den viste meget dårlige strømningsegenskaper.
This is the first exploration well in production licence 659. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 659.
The well was drilled to a vertical depth of 2918 metres below the sea surface, and was terminated in the Klappmyss formation from the Early Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2918 meter under havflaten, og ble avsluttet i Klappmyssformasjonen av tidligtrias alder.
The water depth is 338 metres. 
Havdypet er 338 meter.
Well 7222/11-2 was drilled by the Transocean Barents drilling facility, which will now proceed to production licence 607 to drill wildcat well 7218/8-1, where GDF SUEZ E&P Norge AS is the operator. 
Brønn 7222/11-2 ble boret av boreinnretningen Transocean Barents som nå skal til utvinningstillatelse 607 for å bore undersøkelsesbrønn 7218/8-1, der GDF SUEZ E&P Norge AS er operatør.
The well was drilled about 30 kilometres southwest of the 7228/7-1 oil and gas discovery and about 210 kilometres northeast of Hammerfest. 
Brønnen er boret om lag 30 kilometer sørvest for olje- og gassfunnet 7228/7-1 og om lag 210 kilometer nordøst for Hammerfest.
The primary exploration target for the well was proving petroleum in Late Triassic reservoir rocks (Snadd formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Snaddformasjonen).
The secondary exploration target was proving petroleum in Middle Triassic reservoir rocks (Kobbe formation), as well as investigating the presence and quality of Early to Middle Triassic source rock. 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomtrias alder (Kobbeformasjonen), samt undersøke tilstedeværelsen og kvaliteten på kildebergart av tidlig- til mellomtrias alder.
The well encountered about 40-metre thick reservoir rocks in the Snadd formation and about 15-metre thick reservoir rocks in the Kobbe formation, both with poor reservoir quality. 
Brønnen påtraff om lag 40 meter tykke reservoarbergarter i Snaddformasjonen og om lag 15 meter tykke reservoarbergarter i Kobbeformasjonen, begge med dårlig reservoarkvalitet.
This is the first exploration well in production licence 230, which was awarded in the Barents Sea project in 1997. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 230, som ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997.
The well was drilled to a vertical depth of 3095 metres below the sea surface, and was terminated in the Kobbe formation. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3095 meter under havflaten, og ble avsluttet i Kobbeformasjonen.
Water depth is 232 metres. 
Havdypet er 232 meter.
Well 7227/10-1 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now proceed to wildcat well 7324/9-1 in the Barents Sea to cut and pull the wellhead. 
Brønn 7227/10-1 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen, som nå skal til undersøkelsesbrønn 7324/9-1 i Barentshavet for å kutte og trekke brønnhodet.
The well is located in production licence 614, where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønnen er i utvinningstillatelse 614, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well was drilled 65 km northwest of the 7220/8-1 Johan Castberg oil and gas discovery in the Barents Sea and 300 km northwest of Hammerfest. 
Brønnen er boret 65 kilometer nordvest for olje- og gassfunnet 7220/8-1 Johan Castberg i Barentshavet og 300 kilometer nordvest for Hammerfest.
The objective of the well was to prove petroleum in Late Cretaceous reservoir rocks (sandstone in the Kveite formation). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av senkritt alder (sandstein i Kveiteformasjonen).
The well encountered gas in reservoir rocks from the Early Palaeocene or Late Cretaceous Age (sandstone in the Torsk or Kveite formation) with good reservoir quality. 
Brønnen påtraff gass i reservoarbergarter av tidligpaleocen eller senkritt alder (sandstein i Torsk- eller Kveiteformasjonen) med god reservoarkvalitet.
The entire reservoir, including the water zone, is about 30 metres, and the gas column is about 15 metres. 
Hele reservoaret, inklusiv vannsonen, er på om lag 30 meter, og gasskolonnen er om lag 15 meter.
Preliminary estimates place the size of the discovery at between 5 - 20 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 5 og 20 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The discovery will be subject to further evaluation. 
Funnet vil bli videre evaluert.
This is the first exploration well in production licence 713. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 713.
The well was drilled to a vertical depth of 1500 metres below the sea surface in Cretaceous rocks. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1500 meter under havflaten i bergarter av kritt alder.
Water depth at the site is 422 metres. 
Havdypet er 422 meter.
Well 7319/12-1 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now drill wildcat well 7220/2-1 in production licence 714 in the Barents Sea, where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønn 7319/12-1 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7220/2-1 i utvinningstillatelse 714 i Barentshavet, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well was drilled about 45 kilometres north of the 7324/8-1 "Wisting Central" discovery, and 350 kilometres north of Hammerfest. 
Brønnen er boret om lag 45 kilometer nord for funnet 7324/8-1 "Wisting Central" og 350 kilometer nord for Hammerfest.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle Jurassic to Late Triassic Age (the Realgrunnen sub-group). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura til sentrias alder (Realgrunnundergruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Late Triassic Age (the Snadd formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Snaddformasjonen).
Well 7324/2-1 encountered reservoir rocks about 15 metres thick and with good reservoir quality, in the Stø formation in the Realgrunnen sub-group. 
Brønnen 7324/2-1 påtraff om lag 15 meter tykke reservoarbergarter med god reservoarkvalitet i Støformasjonen i Realgrunnundergruppen.
In the Snadd formation, about 170 metres of reservoir rocks were encountered, with mostly poor reservoir quality and just a few metres with good reservoir quality. 
I Snaddformasjonen ble det påtruffet om lag 170 meter reservoarbergarter, hovedsakelig med dårlig reservoarkvalitet, og kun noen få meter med god reservoarkvalitet.
This is the first exploration well in production licence 615. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 615.
The well was drilled to a vertical depth of 1050 metres below the sea surface, and was terminated in the Snadd formation from the Late Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1050 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen av sentrias alder.
Water depth at the site is 443 metres. 
Havdypet er 443 meter.
Well 7324/2-1 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now drill wildcat well 7325/1-1 in the same production licence. 
Brønn 7324/2-1 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7325/1-1 i samme utvinningstillatelse.
The well was drilled about seven kilometres northwest of the 7324/8-1 "Wisting Central" oil discovery and 315 kilometres north of Hammerfest. 
Brønnen er boret om lag sju kilometer nordvest for oljefunnet 7324/8-1 "Wisting Central" og 315 kilometer nord for Hammerfest.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle Jurassic to Late Triassic reservoir rocks (Stø, Nordmela and Fruholmen formations). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura til sentrias alder (Stø-, Nordmela-, og Fruholmenformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Late to Middle Triassic reservoir rocks (Snadd formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sen- til mellomtrias alder (Snaddformasjonen).
The well encountered an oil column of about 20 metres in the Stø formation, with very good reservoir properties. 
Brønnen påtraff omlag 20 meter oljekolonne i Støformasjonen med meget gode reservoaregenskaper.
Mainly gas was encountered in sandstone layers in the Snadd formation with poor reservoir properties, and no gas gradient was established. 
Det ble påtruffet hovedsaklig gass i sandsteinlag i Snaddformasjonen med dårlige reservoaregenskaper, og ingen gassgradient ble etablert.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between three and eight million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom tre og åtte millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.
A successful formation test was carried out in the Stø formation. 
En vellykket formasjonstest ble utført i Støformasjonen.
The maximum production rate was 319 Sm3 oil and 9195 Sm3 associated gas per flow day through a 56/64-inch nozzle opening. 
Maksimum produksjonsrate var på 319 Sm3 olje og 9195 Sm3 assosiert gass per strømningsdøgn gjennom en 56/64 tommers dyseåpning.
This is the third exploration well in production licence 537. 
Dette er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 537.
The well was drilled to a vertical depth of 1679 metres below the sea surface and terminated in the Snadd formation from the Late to Middle Triassic Age. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1679 meter under havflaten og avsluttet i Snaddformasjonen av sen- til mellomtrias alder.
The water depth is 418 metres. 
Havdypet er 418 meter.
Well 7324/7-2 was drilled by the Transocean Barents drilling facility, which will now proceed to a shipyard on Stord for five-year recertification. 
Brønn 7324/7-2 ble boret av boreinnretningen Transocean Barents som etterpå skal til verft på Stord for femårs re-sertifisering.
Press release 41/2009: Acquisition of 3D seismic data will start in Vesterålen (Nordland VII) with the vessel Geo Pacific . 
Pressemelding 41/2009: Innsamlingen av 3D-seismikk starter først i Vesterålen (Nordland VII) med fartøyet Geo Pacific .
The plan calls for the seismic data acquisition activities to conclude on 9 August. 
Den seismiske datainnsamlingen er planlagt avsluttet 9. august.
In order to make these surveys possible, the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) has entered into buy-out agreements with about 100 fishers in the relevant areas. 
For å gjøre det mulig å gjennomføre undersøkelsen, har Oljedirektoratet (OD) inngått en frikjøpsavtale med rundt 100 fiskere i de aktuelle områdene.
The agreement entails that the fishers will be compensated for refraining from fishing when this could impede the seismic acquisition activities. 
Avtalen innebærer at fiskerne blir kompensert for å la være å fiske når det kan være til hinder for seismikkinnsamlingen.
The fishers can still fish when the seismic survey vessels are not in their particular fishing areas. 
De kan likevel fiske når seismikkfartøyene ikke er i deres fiskeområde.
An extensive, cutting-edge research project will be carried out in connection with the acquisition of seismic data in Vesterålen. 
I forbindelse med seismikkinnsamlingen i Vesterålen skal det gjennomføres et omfattende og banebrytende følgeforskningsprosjekt.
The objective of this pioneer project is to study the startle effect of seismic surveys on a number of important commercial fish species. 
Formålet er å studere skremmeeffekt av seismikk på en del viktige kommersielle fiskearter.
This is the largest project of its kind, and is unique in a global context. 
Dette er det største prosjektet i sitt slag som er gjennomført på verdensbasis.
In addition to learning more about how different species of fish react to the seismic shock waves, researchers will study how long it takes for fishing to normalise after seismic data acquisition is completed. 
I tillegg til å finne ut mer om ulike fiskearters reaksjon på de seismiske trykkbølgene, skal forskerne studere hvor lang tid det tar før fisket normaliseres etter at seismikkinnsamlingen er avsluttet.
The studies of the startle effect will be linked to acoustic measurements. 
Studiene av skremmeeffekten skal knyttes opp mot akustiske målinger.
Five fishing vessels have been hired to carry out test fishing before, during and after the seismic survey activity. 
Det er leid inn fem fiskerfartøyer som skal drive prøvefiske før, under og etter seismikkinnsamlingen.
The research project will be carried out in the northern part of the seismic survey area in Vesterålen (Nordland VII). 
Forskningsprosjektet skal gjennomføres i den nordlige delen av seismikkområdet i Vesterålen (Nordland VII).
Test fishing started as early as 17 June, 12 days before commencement of the seismic acquisition activity. 
Prøvefisket startet allerede 17. juni, 12 dager før seismikkinnsamlingen kommer i gang.
This project is being followed with great interest, both by the fishery industry, fisher organisations and the petroleum industry. 
Dette prosjektet følges med stor interesse, både av fiskerinæringen, av fiskernes organisasjoner og av petroleumsnæringen.
The project can provide useful new information, and it is extremely important that the project is completed. 
Prosjektet kan gi ny og nyttig informasjon, det er derfor svært viktig at det blir gjennomført.
The authorities' acquisition of seismic data in this particular area in Vesterålen furnishes a unique opportunity to obtain interesting new knowledge that is highly sought-after. 
Myndighetenes seismikkinnsamling i dette spesielle området i Vesterålen gir en enestående mulighet til å skaffe ny og etterspurt kunnskap.
A prerequisite for carrying out the research project is that the planned seismic surveys in Vesterålen can proceed as planned. 
En forutsetning for å gjennomføre forskningsprosjektet er at den planlagte seismikkinnsamlingen i Vesterålen får gå som planlagt.
Last autumn, the Stortinget allocated NOK 200 million to the NPD's data acquisition activities in the summer of 2009. 
Stortinget bevilget i høst 200 millioner kroner til ODs datainnsamling sommeren 2009.
NOK 25 million of this amount will be used for the research project, while the buy-out scheme for fishers is estimated to cost about NOK 13 - 15 million. 
Av dette beløpet blir 25 millioner kroner brukt til følgeforskningsprosjektet, og frikjøpsordningen for fiskere er beregnet til å beløpe seg til om 13-15 millioner kroner.
The Storting is the principal for the NPD's seismic data acquisition. 
Det er Stortinget som er oppdragsgiver for ODs seismiske datainnsamling.
When the Storting in 2006 considered the comprehensive management plan for the Barents Sea and the waters off Lofoten, it also resolved that the NPD should carry out a geological survey of Nordland VII and Troms II, with a view towards potential petroleum deposits. 
Da Stortinget behandlet helhetlig forvaltningsplan for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten i 2006, ble det samtidig vedtatt at OD skulle gjennomføre en geologisk kartlegging av Nordland VII og Troms II med tanke på mulige petroleumsforekomster.
Information from the NPD's surveys will form part of the factual basis when the comprehensive management plan is reconsidered in 2010. 
Informasjon fra ODs kartleggingsarbeid skal være med å danne grunnlaget når forvaltningsplanen skal behandles på nytt i 2010.
This summer's seismic data acquisition activity will complete the NPD's surveys in this area. 
Sommerens seismikkinnsamling avslutter ODs kartlegging i dette området.
The Storting has allocated a total of of NOK 410 million for this work. 
I alt har Stortinget bevilget 410 millioner kroner til dette arbeidet.
Well 15/6-9 A will be drilled from the West Epsilon drilling facility. 
Brønn 15/6-9 A skal bores fra boreinnretningen West Epsilon.
Statoil is operator and sole licensee. 
Statoil er operatør og eneste rettighetshaver.
The area in this licence consists of blocks 15/2, 15/6 and 15/8, the western and eastern parts of 15/3 as well as the southern and northern parts of block 15/5. 
Arealet i denne tillatelsen består av blokkene 15/2, 15/6 og 15/8, vestlige og østlige del av 15/3 samt sørlige og nordlige del av blokk 15/5.
The 15/6 discovery is located about 7 km north of the Sleipner Vest field and 3 km east of the 15/5-1 Dagny discovery in the central part of the North Sea. 
Funnet 15/6 ligger om lag sju kilometer nord for Sleipner Vest-feltet og tre kilometer øst for 15/5-1 Dagny-funnet i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 303 was awarded in the APA (Awards in Predefined Areas) in 2003. 
Utvinningstillatelse 303 ble tildelt i TFO (Tildeling i forhåndsdefinerte områder) i 2003.
This is the second well to be drilled in this licence. 
Dette er den andre brønnen som bores i denne tillatelsen.
The NPD's drilling permit is contingent upon other authorities granting the necessary permits and consents before drilling commences. 
ODs boretillatelse forutsetter at andre myndigheter har gitt de nødvendige tillatelser og samtykker før boringen starter.