natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The well was drilled approx. 20 kilometres southeast of the 7324/8-1(Wisting) discovery in the Barents Sea and 300 kilometres north of Hammerfest. 
Brønnen er boret om lag 20 kilometer sørøst for funnet 7324/8-1(Wisting) i Barentshavet og 300 kilometer nord for Hammerfest.
The well’s primary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle Jurassic to Late Triassic Age (Realgrunn sub-group). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura til sentrias alder (Realgrunnundergruppen).
About 50 metres of net reservoir rocks were encountered in the Snadd formation; they were generally of poor reservoir quality, with a few zones with good reservoir quality. 
I Snaddformasjonen ble det påtruffet om lag 50 meter netto reservoarbergarter, hovedsakelig av dårlig reservoarkvalitet, og noen få soner med god reservoarkvalitet.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between 1 and 2 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas. 
Foreløpige beregninger av størrelse på funnet er mellom 1 og 2 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
Data collection and sampling have been carried out. 
Det er utført datainnsamling og prøvetaking.
The well was drilled to a vertical depth of 1060 metres below the sea surface, and was terminated in the Snadd formation. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1060 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen.
Water depth is 414 metres. 
Havdypet er 414 meter.
Well 7324/9-1 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will move on to drill wildcat well 7125/4-3 in production licence 393 B, which is also operated by Statoil Petroleum AS. 
Brønn 7324/9-1 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7125/4-3 i utvinningstillatelse 393 B der Statoil Petroleum AS også er operatør.
The well was drilled 56 kilometres northeast of the 7324/8-1 oil discovery in the Barents Sea and 360 km north of Hammerfest. 
Brønnen er boret om lag 56 kilometer nordøst for oljefunnet 7324/8-1 i Barentshavet og 360 km nord for Hammerfest.
The primary exploration target for the well was proving petroleum in Middle Triassic reservoir rocks (Kobbe formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomtrias alder (Kobbeformasjonen).
The secondary exploration target was proving petroleum in Middle and Early Triassic reservoir rocks (Snadd and Klappmyss formations). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av midt- og tidligtrias alder (Snadd- og Klappmyss formasjonene).
Well 7325/1-1 encountered about ten metres of sandstone with traces of hydrocarbons in the Kobbe formation. 
Brønn 7325/1-1 påtraff om lag ti meter sandstein med spor av hydrokarboner i Kobbeformasjonen.
The reservoir properties were poor. 
Reservoaregenskapene var dårlige.
About 55 metres net of reservoir rocks were also encountered in the Snadd formation, of which ten metres were gas-filled. 
Det ble også påtruffet om lag 55 meter netto med reservoarbergart i Snaddformasjonen hvorav ti meter var gassfylt.
Poor reservoir properties in the Kobbe and Snadd formations prevented establishment of pressure gradients. 
Dårlige reservoaregenskaper i Kobbe- og Snaddformasjonene forhindret etableringen av trykkgradienter.
Sandstone was not proven in the Klappmyss formation; however, about ten metres gross of poor quality sandstone was proven in Lower Triassic reservoir rocks (Havert formation). 
Det ble ikke påvist sandstein i Klappmyssformasjon, dog det ble påvist om lag ti meter brutto sandstein av dårlig kvalitet i nedre trias reservoarbergarter (Havertformasjonen).
Preliminary analyses indicate that the discovery is not commercial. 
Foreløpige analyser indikerer at funnet ikke er kommersielt drivverdig.
Data acquisition and sampling have been carried out. 
Det er utført datainnsamling samt prøvetaking.
The well was terminated in the Havert formation at a depth of 2,825 metres below the sea surface. 
Brønnen ble avsluttet i Havertformasjonen på et dyp av 2825 m under havoverflaten.
The well is now permanently plugged and abandoned. 
Brønnen er nå permanent plugget og forlatt.
This is the second exploration well in production licence 615. 
Dette er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 615.
Well 7325/1-1 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility. 
Brønn 7325/1-1 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen.
The drilling facility will now proceed to production licence 614 to drill wildcat well 7324/9-1. 
Boreinnretningen skal nå til utvinningstillatelse 614 for å bore undersøkelsesbrønn 7324/9-1.
The wells were drilled approx. 13 kilometres southeast of the Ula field, in the southern sector of the North Sea. 
Brønnene er boret om lag 13 kilometer sørøst for Ulafeltet i sørlige del av Nordsjøen.
The purpose of the wells was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Ula formation) in a segment east of the 8/10-4 S oil discovery ("Butch") encountered in the same production licence in 2011. 
Hensikten med brønnene var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Ulaformasjonen) i et segment øst for oljefunnet 8/10-4 S ("Butch") påvist i samme utvinningstillatelse i 2011.
Wells 8/10-5 S and 8/10-5 A encountered 45 metres and 50 metres, respectively, of sandstone in the Ula formation of good reservoir quality. 
Brønnene 8/10-5 S og 8/10-5 A påtraff henholdsvis 45 meter og 50 meter sandstein i Ulaformasjonen med god reservoarkvalitet.
Extensive data collection and sampling were carried out, which will be used in the further development of the nearby 8/10-4 S discovery. 
Det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking som vil bli benyttet i den videre utviklingen av det nærliggende funnet 8/10-4 S.
These are the fourth and fifth exploration wells drilled in production licence 405. 
Dette er fjerde og femte letebrønn som er boret i utvinningstillatelse 405.
Wells 8/10-5 S and 8/10-5 A were drilled to vertical depths of 2750 metres and 2263 metres below the sea surface, respectively, and were completed in the Zechstein group in the Permian age. 
Brønnene 8/10-5 S og 8/10-5 A ble boret til vertikalt dyp av henholdsvis 2750 meter og 2263 meter under havflaten og ble avsluttet i Zechsteingruppen av perm alder.
Water depth is 66 metres. 
Havdypet er 66 meter.
The wells were drilled by the Mærsk Giant drilling facility, which will now drill exploration well 8/10-6 S in a segment south of the 8/10-4 S oil discovery in the same production licence. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Mærsk Giant, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 8/10-6 S på ett segment sør for oljefunnet 8/10-4 S i samme utvinningstillatelse.
The well was drilled 13 kilometres southeast of the Ula field in the southeastern part of the North Sea. 
Brønnen er boret 13 kilometer sørøst for Ulafeltet i den sørøstlige delen av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (Ula formation) in a new segment southwest of the 8/10-4 S oil discovery proven in 2011. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Ulaformasjon) i et nytt segment sørvest for oljefunnet 8/10-4 S påvist i 2011.
The well encountered 55 metres of sandstone in the Ula formation with good reservoir quality, but hydrocarbons were not proven. 
Brønnen påtraff 55 meter sandsetein i Ulaformasjonen med god reservoarkvalitet, men hydrokarboner ble ikke påvist.
The well is the seventh exploration well in production licence 405. 
Brønnen er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 405.
The well was drilled to a vertical depth of 1945 metres below the sea surface and was terminated in the Zechstein group in the Permian. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1945 meter under havflaten og ble avsluttet i Zechsteingruppen av perm alder.
Well 8/10-6 S was drilled by the Mærsk Giant drilling facility, which will now proceed to production licence 494 in the southern North Sea to drill wildcat well 2/9-5 S where Det norske oljeselskap ASA is the operator. 
Brønn 8/10-6 S ble boret av boreinnretningen Mærsk Giant som nå skal til utvinningstillatelse 494 i sørlig del av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 2/9-5 S der Det norske oljeselskap ASA er operatør.
The well was drilled about 35 kilometres southeast of the Yme field in the North Sea. 
Brønnen er boret om lag 35 kilometer sørøst for Ymefeltet i Nordsjøen.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Sandnes formation) and in Middle Jurassic reservoir rocks (the Bryne formation). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Sandnesformasjonen) og i midtre jura reservoarbergarter (Bryneformasjon).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Upper Permain reservoir rocks. 
Sekundær letemål var å påvise petroleum i øvre perm reservoarbergarter.
Well 10/4-1 encountered approx. 90 metres of reservoir rocks in the Sandnes and Bryne formations with good reservoir quality. 
Brønn 10/4-1 påtraff om lag 90 meter tykke reservoarbergarter i Sandnes- og Bryneformasjonen med god reservoarkvalitet.
The well did not encounter a reservoir in Permian rocks. 
Brønnen påtraff ikke reservoar i permiske bergarter.
This is the first exploration well in production licence 734. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 734.
The licence was awarded in APA 2013. 
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2013.
Well 10/4-1 was drilled to a vertical depth of 2384 metres below the sea surface and was terminated in rocks from the Late Permian Age. 
Brønnen 10/4-1 ble boret til et vertikalt dyp av 2384 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av sein perm alder.
Water depth at the site is 98 metres. 
Havdypet er 98 meter.
Well 10/4-1 was drilled by the Borgland Dolphin drilling facility, which will now proceed to drill wildcat well 6507/3-11 S in production licence 650 in the Norwegian Sea, where E.ON E&P Norge AS is the operator. 
Brønn 10/4-1 ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6507/3-11 S i utvinningstillatelse 650 i Norskehavet der E.ON E&P Norge AS er operatør.
Contact in the Norwegian Petroleum Directorate 
Kontaktperson i Oljedirektoratet
Bjørn Rasen, telf. 
Bjørn Rasen, tlf.
+47 51 87 60 00 
51 87 60 00
The well was drilled in the central part of the North Sea about six kilometres north of the Varg field and 220 kilometres southwest of Stavanger. 
Brønnen er boret i den midtre delen av Nordsjøen om lag seks kilometer nord for Vargfeltet og 220 kilometer sørvest for Stavanger.
The purpose of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (the Ula and Sandnes formations) and in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin and Sleipner formations). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Ula- og Sandnesformasjonen) og i midtre jura reservoarbergarter (Hugin-og Sleipnerformasjonen).
The well encountered about 195 metres of sandstone mixed with siltstone in the Ula formation, of which 155 metres are sandstone of good to very good reservoir quality. 
Brønnen påtraff om lag 195 meter med sandstein i veksling med siltstein i Ulaformasjonen, hvorav 155 meter er sandsteiner av god til meget god reservoarkvalitet.
The well also encountered 85 metres of sandstone mixed with siltstone in the Skagerrak formation in Upper Triassic, of which 45 metres are sandstone of generally poor reservoir quality. 
Videre ble 85 meter med sandstein i veksling med siltstein påtruffet i Skagerrakformasjonen i øvre trias, hvorav 45 meter er sandsteiner hovedsakelig av dårlig reservoarkvalitet.
The well has weak traces of petroleum in sandstone rocks in both the Ula and Skagerrak formations. 
Brønnen har svake spor av petroleum i sandsteinene i både Ula- og Skagerrakformasjonen.
The well was drilled to vertical and measured depths of 3136 and 3141 metres below sea level, respectively, and was terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt og målt dyp av henholdsvis 3136 og 3141 meter under havflaten og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
Water depth at the site is 86 metres. 
Havdypet er 86 meter.
Well 15/12-24 S was drilled by the Maersk Giant drilling facility, which will now start permanent plugging of wells on the Varg field in production licence 038 in the North Sea, where Talisman Energy Norge AS is the operator. 
Brønn 15/12-24 S ble boret av boreinnretningen Maersk Giant som nå skal starte permanent plugging av brønner på Vargfeltet i utvinningstillatelse 038 i Nordsjøen, der Talisman Energy Norge AS er operatør.
The wells were drilled about 250 kilometres west of Stavanger and directly northeast of the Gina Krog field. 
Brønnene er boret om lag 250 kilometer vest for Stavanger og like nordøst for Gina Krogfeltet.
The objective of well 15/6-13 was to prove commercial petroleum volumes in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin formation), acquire sufficient data to avoid further delineation, investigate the size of the discovery, the properties and continuity of the reservoir rocks, as well as determine the petroleum properties. 
Hensikten med brønn 15/6-13 var å påvise økonomiske petroleumsvolum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen), skaffe tilstrekkelige data for å unngå videre avgrensning, undersøke funnets størrelse, reservoarbergartens egenskaper og kontinuitet samt bestemme egenskapene til petroleum.
The objective of sidetracks 15/6-13 A and 15/6-13 B was to delineate the discovery as regards the likelihood of deeper oil and shallower gas on the structure. 
Hensikten med sidestegene 15/6-13 A og 15/6-13 B var å avgrense funnet med hensyn til muligheten for henholdsvis olje dypere og gass høyere på strukturen.
15/6-13 has two separate oil columns, 13 and 3 metres of which are in sandstone with moderate to good reservoir properties in the Hugin formation and upper part of the Sleipner formation. 
15/6-13 har to separate oljekolonner, hvorav 13 og 3 meter i sandstein med moderate til gode reservoaregenskaper i henholdsvis Hugin- og øvre del av Sleipnerformasjonen.
15/6-13 A encountered seven and nine metres of sandstone with moderate reservoir quality in the Hugin and Sleipner formations, both aquiferous. 
15/6-13 A påtraff sju og ni meter tykke sandsteiner med moderat reservoarkvalitet i henholdsvis Hugin- og Sleipnerformasjonen, begge vannførende.
The aquiferous sandstone in the Hugin formation is presumed to be in pressure communication with the oil zone in 15/6-13. 
Vannførende sandstein i Huginformasjonen antas å stå i trykkommunikasjon med oljesonen i 15/6-13.
15/6-13 B shows an overall gas column of about 60 metres, of which 7 metres are in sandstone with moderate reservoir quality in the Hugin formation and 26 metres in sandstone with moderate reservoir properties in the Sleipner formation. 
15/6-13 B viser en total gasskolonne på om lag 60 meter, hvorav 7 meter i sandstein med moderat reservoarkvalitet i Huginformasjonen og 26 meter med sandstein med moderate reservoaregenskaper i Sleipnerformasjonen.
The underlying sandstone in the Skagerrak formation is tight and aquiferous. 
Underliggende sandstein i Skagerrakformasjonen er tett og vannførende.
For the discovery as a whole, the overall oil and gas column totals about 300 metres, 150 metres for each. 
For funnet som helhet er total olje- og gasskolonne på til sammen om lag 300 meter, hvorav 150 meter for hver av dem.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between one and two million standard cubic meters (Sm3) of recoverable oil equivalents in the Hugin formation, whereas calculations of any additional volumes from the Sleipner formation will require additional assessment for further clarification. 
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter i Huginformasjonen, mens beregninger av eventuelle tilleggsvolumer fra Sleipnerformasjonen krever en videre evaluering for nærmere avklaring.
None of the wells were formation-tested, but comprehensive data collection and sampling was conducted. 
Ingen av brønnene ble formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The licensees in the Gina Krog Unit will assess the discovery further with a view toward possible development and tieback to the Gina Krog field. 
Rettighetshaverne i Gina Krog Unit vil evaluere funnet videre med tanke på en mulig utvikling og tilknytning til Gina Krogfeltet.
Wells 15/6-13, 15/6-13 A and 15/6-13 B were drilled to a measured depth of 3577, 3925 and 3773 metres, respectively, and vertical depths of 3552, 3716 and 3447 metres below the sea surface. 
Brønnene 15/6-13, 15/6-13 A og 15/6-13 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3577, 3925 og 3773 meter og vertikalt dyp på 3552, 3716 og 3447 meter under havflaten.
They were all terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic. 
Alle ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The wells were drilled by the Songa Trym drilling facility, which will now move on to drill another Statoil-operated well on the UK shelf. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Songa Trym, som nå skal fortsette med boring av en Statoil-operert brønn på britisk sokkel.
Bjørn Rasen, tel. 
Bjørn Rasen, tlf.
The field is located in the central part of the North Sea and was proven in 2008. 
Feltet er i den midtre delen av Nordsjøen og ble påvist i 2008.
The size of the field prior to drilling of these two appraisal wells was 24 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil, 1 million Sm3 of recoverable condensate and 4.5 billion Sm3 of recoverable gas. 
Størrelsen på feltet før boring av disse to avgrensningsbrønnene var på 24 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje, 1 million Sm3 utvinnbar kondensat og 4,5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The primary target for wells 16/1-21 S and 16/1-21 A was to investigate reservoir rocks and reservoir quality, as well as the extent of an overlying gas cap in the eastern part of the field in Middle Jurassic to upper Triassic reservoir rocks (the Hugin, Sleipner and Skagerrak formations, as well as the Statfjord group). 
Primært mål for brønnene 16/1-21 S og 16/1-21 A var å undersøke reservoarbergarter og reservoarkvalitet samt utstrekning av en overliggende gasskappe i østlig del av feltet i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin-, Sleipner- og Skagerrakformasjonen, samt Statfjordgruppen).
In addition, 16/1-21 S had a secondary exploration target in overlying Paleocene reservoir rocks (the Heimdal formation). 
I tillegg hadde 16/1-21 S et sekundært letemål i overliggende paleocene reservoarbergarter (Heimdalformasjonen).
16/1-21 S encountered a total oil column of 54 metres, of which 25 metres were of good to very good reservoir quality in the Skagerrak formation. 
16/1-21 S påtraff en total oljekolonne på 54 meter, hvorav 25 meter av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen.
The oil is undersaturated, which is also the case in the eastern part of the field (16/1-16 and 16/1-16 A). 
Oljen er undermettet som øst på feltet (16/1-16 og 16/1-16 A).
The gas/oil ratio (GOR) in the oil zone is 130-145 Sm3/Sm3. 
Gass/olje forholdet (GOR) i oljesonen er på 130-145 Sm3/Sm3.
The oil/water contact was not encountered, but was calculated at approx. 2436 metres, which is 2 metres deeper than previously assumed in the Skagerrak formation. 
Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men beregnet til om lag 2436 meter, som er 2 meter dypere enn tidligere antatt i Skagerrakformasjonen.
Gas was not encountered in the well. 
Gass ble ikke påtruffet i brønnen.
In the Heimdal formation, the well encountered 27 metres of aquiferous sandstone of good to very good quality. 
I Heimdalformasjonen påtraff brønnen 27 meter vannfylt sandstein av god til meget god kvalitet.
16/1-21 A encountered a total oil column of 41 metres and a 4-metre gas column, of which a total of 29 metres was of very good reservoir quality in the Sleipner and Skagerrak formations. 
16/1-21 A påtraff en total oljekolonne på 41 meter og en gasskolonne på 4 meter, hvorav i alt 29 meter av meget god reservoarkvalitet i Sleipner- og Skagerrakformasjonen.
The oil in the Sleipner formation is saturated, while the oil in the Skagerrak formation is largely undersaturated. 
I Sleipnerformasjonen er oljen mettet, mens i Skagerrakformasjonen er den i stor grad undermettet.
The well results have yielded valuable information as regards the final location of production and injection wells. 
Brønnresultatene har gitt verdifull informasjon med hensyn til endelig plassering av produksjons- og injeksjonsbrønner.
Further work going forward will integrate the new data and contribute to increased field understanding. 
Videre arbeid fremover vil integrere de nye dataene og bidra til ytterligere økt feltforståelse.
The Ivar Aase field field consists of production licences 001 B, 028 B, 242, 338 BS and 457. 
Ivar Aasen-feltet består av utvinningstillatelsene 001 B, 028 B, 242, 338 BS og 457.
The Plan for Development and Operation (PDO) was submitted to the Ministry of Petroleum and Energy on 21 December 2012. 
Plan for utbygging og drift (PUD) ble levert til Olje- og energidepartementet 21. desember 2012.
These are the fourth and fifth appraisal wells in production licence 001 B. This production licence was carved out of production licence 001 on 15 December 1999. 
Dette er den fjerde og femte avgrensningsbrønnen i utvinningstillatelse 001 B.
PL001 was originally awarded on 1 September 1965 (round 1-A). 
Tillatelsen ble skilt ut 15.12.1999 fra tillatelse 001, som ble tildelt 1.9.1965 (Runde 1-A).
The wells were drilled by the Maersk Interceptor drilling facility, which will now continue drilling appraisal well 16/1-22 S in the western part of the Ivar Aasen field. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Maersk Interceptor, som nå skal fortsette boring med avgrensningsbrønn 16/1-22 S i vestre del av Ivar Aasenfeltet.
The field is located in the central part of the North Sea and was proven in 2008. 
Feltet ligger i den midtre delen av Nordsjøen og ble påvist i 2008.
The size of the field prior to drilling the appraisal wells was 24 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil, 1 million Sm3 of recoverable condensate and 4.5 billion Sm3 of recoverable gas. 
Størrelsen på feltet før boring av avgrensningsbrønnene var på 24 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje, 1 million Sm3 utvinnbar kondensat og 4,5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The objective of well 16/1-22 S was to investigate reservoir rocks and reservoir quality, as well as secure depth control along the west flank of the field in Middle Jurassic to Upper Triassic reservoir rocks (the Hugin, Sleipner and Skagerrak formations) in order to optimise well sites with a view to the drainage strategy. 
Hensikten med brønn 16/1-22 S var å undersøke reservoarbergarter og reservoarkvalitet samt sikre dybdekontroll langs vestflanken av feltet i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin-, Sleipner- og Skagerrakformasjonen) for å kunne optimalisere brønnplassering med tanke på dreneringsstrategi.
Sidetracks 16/1-22 A and 16/1-22 B were drilled 1000 metres northeast and 1350 metres north, respectively, of 16/1-22 S in order to investigate reservoir rocks and perform additional data acquisition. 
Sidestegene 16/1-22 A og 16/1-22 B ble boret henholdsvis 1000 meter nordøst og 1350 meter nord for 16/1-22 S for å undersøke reservoarbergarter og gjøre ytterligere datainnsamling.
16/1-22 A also aimed to investigate an underlying seismic anomaly. 
I tillegg skulle 16/1-22 A undersøke en underliggende seismisk anomali.
16/1-22 S encountered a 3-metre oil column in sandstone of good to very good reservoir quality in the Skagerrak formation. 
16/1-22 S påtraff en oljekolonne på 3 meter i sandstein av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen.
The oil is saturated with a gas/oil ratio of about 160 Sm3/Sm3, as is the case otherwise in the western part of the field (16/1-11, 16/1-11 A and 16/1-9). 
Oljen er mettet med et gass/olje-forhold på om lag 160 Sm3/Sm3, som ellers i vest på feltet (16/1-11,16/1-11 A og 16/1-9).