natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Production licence 435 was awarded on 16 February 2007 in APA 2006. 
Utvinningsløyve 435 vart delt ut 16. februar 2007 i TFO 2006.
The permit is conditional on the operator securing all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity commences. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykkja som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
text: Terje Sørenes and Anders Toft, Photo: Seadrill 
Tekst: Terje Sørenes og Anders Toft, Foto: Seadrill.
Availability of drilling rigs on the NCS is improving rapidly. 
Tilgangen på rigger til boring på norsk sokkel blir bedre.
The level of day rates is primarily a function of supply and demand in the global market, with the gap between availability and need currently small and capacity utilisation high. 
Nivået på dagratene er hovedsakelig en funksjon av tilbud og etterspørsel i de globale markedene.
Rates were low around 2000, and failed to cover operating expenses and full maintenance. 
Rundt tusenårsskiftet var ratene lave og dekket ikke driftskostnader og fullt vedlikehold.
Rising oil consumption, particularly in China and India, has boosted rig demand, leading to an ordering boom for new drilling units of all kinds. 
Økt etterspørsel etter olje, særlig i Kina og India, har bidratt til økt etterspørsel og økte priser.
Some are backed by long-term contracts, but many represent a purely speculative investment. 
Noen har langsiktige kontrakter, men mange rigger er kontrahert på ren spekulasjon.
Criteria for tendering rounds have also been framed in such a way that long-term cooperation between rig contractors and production licences is discouraged. 
Videre har kriterier i anbudsrunder vært slik utformet at langsiktig samarbeid mellom riggeier og utvinningstillatelse ikke premieres.
A distinctively Norwegian cost level relating to bringing in rigs from other parts of the world has also played a role. 
Et særnorsk kostnadsnivå knyttet til rigginntak fra andre steder i verden har også spilt en rolle.
The period around 2001 was moreover affected by a focus on short-term returns and little optimism in the oil companies, with six rigs leaving the NCS in 2001-03. 
Perioden rundt 2001 var for øvrig preget av fokus på kortsiktig avkastning og lite optimisme i oljeselskapene.
If these units had remained to drill nothing except exploration wells on the NCS, they would probably have been able to complete around 24 per year. 
Hvis disse utelukkende hadde boret letebrønner på norsk sokkel, kunne de sannsynligvis ha boret rundt 24 brønner i året.
Improved The supply of rigs on the NCS has now improved. 
Mot lysere tider Tilgangen på rigger til norsk sokkel er nå bedre.
In addition, a jack-up unit has been brought from the UK continental shelf. 
I tillegg er en oppjekkbar rigg hentet fra Storbritannia.
New contract awards mean that even more rigs could arrive. 
Som følge av nye kontraktstildelinger kan det komme enda flere rigger.
With one exception, the rigs due to be deployed on the NCS from 2008 have been built back-to-back with long-term contracts. 
Med ett unntak er de riggene som kommer til norsk sokkel fra 2008, bygd for langsiktige oppdrag.
The question is why this has happened. 
Hva har skjedd?
A number of factors have laid the basis for adopting long-term contracts in Norway as well. 
Flere forhold har lagt grunnlag for bruk av langsiktige kontrakter også i Norge.
The upshot is that the players have joined forces in rig pool schemes which make lengthy contracts feasible, while the new operators have accepted responsibility for bringing in more rigs. 
De nye selskapene på sokkelen har også tatt ansvar for å få inn flere rigger.
Roughly 35 exploration wells are due to be spudded in 2007, an increase of 12 from last year. 
I 2007 blir det påbegynt rundt 35 letebrønner.
Given the positive trend in the rig market, 2008 could be even better. 
Med den positive utviklingen på riggmarkedet kan 2008 bli et enda bedre leteår.
Topics: Resource accounts & analysis | Wells 
Tema: Ressursregnskap og analyser | Brønner
Wellbore 6603/5-1 S will be drilled from the Aker Barents drilling facility at position 66°34’33.20” north and 3°32’46.10” east after completing drilling of the appraisal well on the Gro discovery in production licence 326. 
Brønnbane 6603/5-1 S skal borast frå boreinnretninga Aker Barents i posisjon 66°34’33,20” nord og 3°32’46,10” aust etter avslutting av boring av avgrensingsbrønnen på Grofunnet i utvinningsløyve 326.
The drilling programme for wellbore 6603/5-1 S relates to the drilling of a wildcat well in production licence 392. 
Boreprogrammet for brønnbane 6603/5-1 S gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 392.
A/S Norske Shell is the operator with a 40 per cent ownership interest. 
A/S Norske Shell er operatør med ein del på 40 prosent.
The other licensees are Statoil Petroleum AS (20 per cent), ConocoPhillips Skandinavia AS (20 per cent) and BG Norge AS (20 per cent). 
Dei andre rettshavarane er Statoil Petroleum AS (20 prosent), ConocoPhillips Skandinavia AS (20 prosent) og BG Norge AS (20 prosent).
The area in this licence consists of the blocks 6603/5, 6603/6, 6603/7 and 6603/8. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 6603/5, 6603/6, 6603/7 og 6603/8.
The well will be drilled in the Norwegian Sea about 50 kilometres northwest of the Gro discovery and approximately 410 kilometres west of Sandnessjøen. 
Brønnen blir bora i Norskehavet om lag 50 kilometer nordvest for Grofunnet og om lag 410 kilometer vest for Sandnessjøen.
Production licence 392 was awarded on 28 April 2006 (19th licensing round on the Norwegian shelf). 
Utvinningsløyve 392 vart delt ut 28. april 2006 (19. konsesjonsrunde på norsk sokkel).
Concerning NPD annual reports 
Om årsberetninger
Annual report 2003 
Årsberetning 2003
Annual report 2002 
Årsberetning 2002
Annual report 2001 
Årsberetning 2001
Annual report 2000 
Årsberetning 2000
Annual report 1999 
Årsberetning 1999
Annual report 1998 
Årsberetning 1998
Annual report 1997 
Årsberetning 1997
Annual report 1996 
Årsberetning 1996
Annual report 1995 
Årsberetning 1995
Annual report 1994 
Årsberetning 1994
Annual report 1993 
Årsberetning 1993
Annual report 1992 
Årsberetning 1992
Annual report 1991 
Årsberetning 1991
Annual report 1990 
Årsberetning 1990
Annual report 1989 
Årsberetning 1989
Annual report 1988 
Årsberetning 1988
Annual report 1987 
Årsberetning 1987
Annual report 1986 
Årsberetning 1986
Annual report 1985 
Årsberetning 1985
Annual report 1984 
Årsberetning 1984
Annual report 1983 
Årsberetning 1983
Annual report 1982 
Årsberetning 1982
Annual report 1981 
Årsberetning 1981
Annual report 1980 
Årsberetning 1980
Annual report 1979 
Årsberetning 1979
Annual report 1978 (Norwegian only) 
Årsberetning 1978
Annual report 1977 
Årsberetning 1977
Annual report 1976 
Årsberetning 1976
Wellbore 6604/10-1 will be drilled from the Aker Barents drilling facility at position 66° 11' 00.10’’ North and 4° 11' 42.79’’ East. 
Brønnbanen 6604/10-1 skal borast frå boreinnretninga Aker Barents i posisjon 66° 11' 0,10’’ nord og 04° 11' 42,79’’ aust.
The drilling program for wellbore 6604/10-1 relates to the drilling of an appraisal well in production licence 326. 
Boreprogrammet for brønnbane 6604/10-1 gjeld boring av ein avgrensingsbrønn i utvinningsløyve 326.
Shell is the operator with a 50 per cent ownership interest. 
Shell er operatør med ein del på 50 prosent.
Other licensees are Statoil Petroleum AS ( 40 per cent) and GDF Suez E&P Norge (10 per cent). 
Rettshavarar er Statoil Petroleum AS (40 prosent) og GDF Suez E&P Norge (10 prosent).
The licence includes blocks 6603/12-1, 6604/7, 6604/8 and 6604/10. 
Utvinningsløyvet består av blokkene 6603/12-1, 6604/7, 6604/8 og 6604/10.
Appraisal well 6604/10-1 is the second exploration well in production licence 326. 
Avgrensingsbrønn 6604/10-1 er den andre leitebrønnen i utvinningsløyve 326.
Wellbore 6608/10-14 S will be drilled from the Ocean Vanguard drilling facility at position 66° 8’58.50” North and 8°14’45.69” East. 
Brønnbane 6608/10-14 S skal bores fra boreinnretningen Ocean Vanguard i posisjon 66° 8’58,50” Nord og 8°14’45,69” Øst.
The drilling program for wellbore 6608/10-14 S relates to the drilling of a wildcat well in production licence 128. 
Boreprogrammet for brønnbane 6608/10-14 S gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 128.
Well 6608/10-14 S is located about 15 km northeast of the Norne field in the Norwegian Sea. 
Brønn 6608/10-14 S ligger omtrent 15 kilometer nordøst for Nornefeltet i Norskehavet.
The production licence consists of parts of blocks 6608/10 and 6608/11. 
Utvinningstillatelsen består av deler av blokkene 6608/10 og 6608/11.
The production licence was awarded in licensing round 10 B in 1986. 
Utvinningstillatelsen ble tildelt i konsesjonsrunde 10 B i 1986.
Wildcat well 6608/10-14 S is the 24th exploration well in production licence 128. 
Undersøkelsesbrønn 6608/10-14 S er den 24. letebrønnen i utvinningstillatelse 128.
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. 
Boretillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelsene og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel.+ 47 51 87 61 00 
Kontaktperson i OD Eldbjørg Vaage Melberg, telefon 51876100
Well 7119/12-4 is located approximately 75 kilometres southwest of the Snøhvit field. 
Brønn 7119/12-4 ligg om lag 75 kilometer sørvest for Snøhvitfeltet.
The production licence consists of part of the blocks 7019/1, 7019/2, 7119/11, 7119/12 and 7120/10. 
Utvinningsløyvet består av delar av blokk 7019/1, 7019/2, 7119/11, 7119/12 og 7120/10.
The licence was awarded in APA 2007. 
Utvinningsløyvet vart delt ut i TFO 2007.
Wildcat well 7119/12-4 is the first exploration well in production licence 488. 
Undersøkingsbrønn 7119/12-4 er den første leitebrønnen i utvinningsløyve 488.
Wellbore 7210/12-5 will be drilled from the drilling facility Polar Pioneer at position 71°11’57.99” north and 20°54’54.57” east. 
Brønn 7120/12-5 skal borast frå boreinnretninga Polar Pioneer i posisjon 71°11’57,99” nord og 20°54’54,57” aust.
The drilling programme for wellbore 7210/12-5 applies to the drilling of a wildcat well in production licence 489. 
Boreprogrammet for brønn 7120/12-5 gjeld boring av undersøkningsbrønn innafor utvinningsløyve 489.
The following licensees are presently registered in the Petroleum Register: Eni Norway AS is the operator with 40 per cent ownership interest. 
Følgende rettighetshavere er pr i dag registrert i Petroleumsregistret: Eni Norge AS er operatør med ein del på 40 prosent.
The other licensees are Statoil Petroleum AS (40 per cent) and Petoro AS (20 per cent). 
Dei andre rettshavarane er Statoil Petroleum AS med 40 prosent og Petoro AS med 20 prosent.
The area covered in this licence consists of the blocks 7120/11-1 and 7120/12-2. 
Arealet i dette løyvet består av blokker 7120/11-1 og 7120/12-2.
The well will be drilled in the Barents Sea about 50 km from Goliat and 78 km from shore (Sørøya). 
Brønnen blir bora i Barentshavet om lag 50 kilometer fra Goliat og 78 kilometer fra land (Sørøya).
Production licence 489 was awarded on 29 February 2008 (APA 2007). 
Utvinningsløyve 489 vart delt ut 29. februar 2008 (TFO 2007).
The drilling program for wellbore 9/2-11 applies to the drilling of a wildcat well in production licence 316 DS in the southeastern sector of the North Sea, just north of the Yme field. 
Boreprogrammet for brønnbane 9/2-11 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 316 DS i den sørøstlige delen av Nordsjøen like nord for Ymefeltet.
Talisman Energy Norge AS is the operator, with an ownership interest of 50 per cent. 
Talisman Energy Norge AS er operatør med en eierandel på 50 prosent.
The other licensees are Bridge Energy AS with a 20 per cent ownership interest, Lotus Exploration and Production Norge AS also with a 20 per cent ownership interest and Wintershall Norge ASA with a 10 per cent ownership interest. 
Øvrige rettighetshavere er Bridge Energy AS med 20 % eierandel, Lotus Exploration and Production Norge AS også med 20 prosent eierandel og Wintershall Norge ASA med 10 prosent eierandel.
Wellbore 9/2-11 is the first exploration well to be drilled in the production licence, and it will be drilled from the drilling facility Transocean Winner. 
Brønnbane 9/2-11 er den første letebrønnen som bores i utvinningstillatelsen og skal bores fra boreinnretningen Transocean Winner.
Well 15/8-2 will be drilled from the COSLPioneer drilling facility, at position 58°24’55.1’’N 01°32’49.90’’E. 
Brønn 15/8-2 skal borast frå boreinnretninga COSLPioneer i posisjon 58°24’55,1’’N 01°32’49,90’’Ø.
COSLPioneer is a new drilling facility that was built in China. 
COSLPioneer er ei ny boreinnretning som er bygt i Kina.
The facility was docked at Sandnes this summer to be prepared for its first assignment on the Norwegian shelf. 
I sommar har innretninga lege ved kai i Sandnes for å bli gjort klar for første oppdrag på norsk sokkel.
The drilling program for well 15/8-2 concerns the drilling of a wildcat well in production licence 303. 
Boreprogrammet for brønn 15/8-2 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 303.
Statoil Petroleum AS is the operator with a 100 per cent ownership interest. 
Statoil Petroleum AS er operatør med 100 prosent del.
The area in this licence consists of a part of block 15/2 and parts of blocks 15/3, 15/5, 15/6 and 15/8. 
Arealet i dette løyvet består av del av blokk 15/2 og deler av blokkene 15/3, 15/5, 15/6 og 15/8.
The well will be drilled about ten kilometres west of the Sleipner Vest field in the central part of the North Sea. 
Brønnen vert bora om lag ti kilometer vest for Sleipner Vestfeltet i midtre del av Nordsjøen.
This is the seventh well to be drilled in the licence area. 
Dette er den sjuande brønnen som blir bora innafor løyvet sitt areal.
The permit is contingent upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities prior to commencing the drilling activity. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykkja som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Well 16/2-10 S will be drilled from the Transocean Leader drilling facility at position 58°51’16.10’’N 2°32’37.45’’E following completion of drilling of wildcat well 16/2-9 for Statoil in production licence 265. 
Brønn 16/2-10 skal borast frå boreinnretninga Transocean Leader i posisjon 58°51’16,10”N og 2°32’37,45”Ø etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 16/2-9 S for Statoil i utvinningsløyve 265.
The drilling program for well 16/2-10 concerns the drilling of an appraisal well in production licence 265. 
Boreprogrammet for brønn 16/2-10 gjeld boring av avgrensingsbrønn i utvinningsløyve 265.
Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 40 per cent. 
Statoil Petroleum AS er operatør med 40 prosent del.
The other licensees are Petoro AS with 30 per cent, Det norske oljeselskap ASA with 20 per cent and Lundin Norway AS with 10 per cent. 
Dei andre rettshavarane er Petoro AS med 30 prosent, Det norske oljeselskap ASA med 20 prosent og Lundin Norway AS med 10 prosent.
The area in this permit consists of parts of block 16/2. 
Arealet i dette løyvet består av del av blokka 16/2.
The well will be drilled about 5 kilometres north of well 16/2-8 in the central part of the North Sea. 
Brønnen blir bora om lag fem kilometer nord for brønnen 16/2-8 i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 265 was awarded on 24 April 2001 (North Sea Awards 2000). 
Utvinningsløyve 265 vart delt ut 24. april 2001 (NST 2000).
This is the seventh well drilled in the license's area. 
Dette er den sjuande brønnen som blir bora innafor løyvet sitt areal.
Well 16/2-7 will be drilled from the Bredford Dolphin drilling facility at position 58°46’48’’N 02°39’16’’E after completing drilling of wildcat well 16/3-4 for Lundin in production licence 501. 
Brønn 16/2-7 skal borast frå boreinnretninga Bredford Dolphin i posisjon 58°46’48’’N 02°39’16’’Ø etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 16/3-4 for Lundin i utvinningsløyve 501.
The drilling programme for well 16/2-7 relates to drilling of a wildcat well in production licence 501. 
Boreprogrammet for brønn 16/2-7 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 501.
The other licensees are Statoil Petroleum AS with 40 per cent and Maersk Oil Norway AS with 20 per cent. 
Dei andre rettshavarane er Statoil Petroleum AS med 40 prosent og Maersk Oil Norway AS med 20 prosent.
The area in this licence consists of parts of blocks 16/2, 3, 5 and 6. 
Arealet i dette løyvet består av delar av blokkene 16/2,3, 5 og 6.
The well was drilled approximately five kilometres south of the oil discovery well 16/2-6 (“Avaldsnes”) in the central North Sea. 
Brønnen vert bora om lag fem kilometer sør for oljefunnbrønnen 16/2-6 (’Avaldsnes’) i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 501 was awarded on 23 January 2009 (APA 2008). 
Utvinningsløyve 501 vart delt ut 23. januar 2009 (TFO 2008).
This is the third well to be drilled in the area of the licence. 
Dette er den tredje brønnen som blir bora innafor løyvet sitt areal.
The permit is contingent upon the operator having secured all other permits and consents required by other authorities before starting the drilling activity. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykkja som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Text: Ina Gundersen 
Tekst: Ina Gundersen
Facts: The Storegga slide An area off mid-Norway about the size of Iceland experienced a massive landslide some 8 100 years ago in water depths from 300 to 2 500 metres. 
Fakta: Storegga-raset For om lag 8100 år siden raste et område like stort som Island utenfor Mørekysten: Storegga-raset gikk på 300-2500 meters dyp.
Ahead of the development of this field, extensive studies were conducted to determine the threat of new land movements. 
I forkant av utbyggingen er det gjort omfattende undersøkelser for å finne ut om det er fare for nye ras.
Illustration: Norsk Hydro 
Illustrasjon: Norsk Hydro
“These detailed studies have given Norway a unique expertise on the subject of underwater landslides,” observes NPD geologist Fridtjof Riis. 
- De omfattende undersøkelsene har gitt Norge unik kompetanse på undersjøiske skred, konstaterer Fridtjof Riis, geolog i Oljedirektoratet.
In addition to the Norwegian Geological Survey (NGU) and the Norwegian Geotechnical Institute (NGI), this work has involved the universities of Oslo, Bergen, Trondheim and Tromsø. 
Universitetene i Oslo, Bergen, Trondheim og Tromsø i tillegg til Norges geologiske undersøkelse (NGU) og Norges Geotekniske Institutt (NGI) har vært engasjert i arbeidet med Storegga-skredet.
Although there is no threat of new seabed displacements around Ormen Lange, he and the NGU want to continue studying the Nyegga area at the northern edge of the slide. 
Selv om det ikke er fare for nye ras ved Ormen Lange-feltet, ønsker instituttet sammen med NGU å forske videre på Nyegga-området i den nordlige delen av raskanten.
“Goals included developing the best possible models to understand the processes which can unleash tsunamis, and to predict the size and extent of such waves,” he explains. 
- Hensikten er blant annet å utvikle best mulig modeller for å forstå de prosessene som kan utløse flodbølger, og å forutsi omfanget og den geografiske utbredelsen av bølgene, sier Harbitz.
“Thanks to Ormen Lange, Norwegian researchers have become more visible internationally,” Prof Harbitz adds. 
- Gjennom Ormen Lange ble norske forskningsmiljøer mer synlige internasjonalt.
Stable Tore Kvalstad at the NGI headed studies to determine whether the seabed in the Storegga slide area is stable enough to bear the Ormen Lange installations without risking a new displacement. 
Fra Møre til India og Egypt Tore Kvalstad ved NGI ledet arbeidet med å undersøke om havbunnen i rasområdet på Storegga vil tåle Ormen Lange-installasjonene uten å rase på ny.
He says that the work on and openness around this development has prompted the international oil and gas industry to contact the institute with offers of new jobs. 
Han sier at arbeidet med og åpenheten rundt Ormen Lange har ført til at NGI er blitt kontaktet for oppdrag fra internasjonal olje- og gassindustri.
“We did very extensive field work and collected a lot of samples for testing,” he reports. 
- Det ble gjennomført svært omfattende feltarbeid der store mengder prøvemateriale ble samlet inn.
“That permitted technical calculations of the slide risk on Ormen Lange and the scope of the original event.” 
Dette muliggjorde tekniske beregninger av skredrisiko ved Ormen Lange-feltet og etterberegning av omfanget av Storegga-skredet, sier han.
Geotechnical data for submarine slides elsewhere in the world have otherwise proved very limited. 
Ellers i verden har det vært stor mangel på geotekniske data fra undersjøiske skred.
“That meant we were working with most of the experts on issues relating to landslip hazards.” 
Dette førte til samarbeid med de fleste eksperter på tema knyttet til skredfare, sier Bryn.
He emphasises that the most important reason for the success of the Ormen Lange investigation – in the form of a conclusion that everyone accepted – was the creation of an open cross-disciplinary collaboration between disciplines and institutions. 
Han understreker at den viktigste årsaken til at prosjektet ble vellykket, det vil si at de kunne trekke en konklusjon som alle sluttet seg til, var at de fikk til et åpent samarbeid på tvers, både mellom fagdisipliner og mellom institusjoner.
Well 16/2-9 S will be drilled from the Transocean Leader drilling facility at position 58°54’46.39’’N 02°26’22.80’’E following completion of drilling of wildcat well 16/2-8 for Statoil in production licence 265. 
Brønn 16/2-9 S skal borast frå boreinnretninga Transocean Leader i posisjon 58°54’46,39’’N 02°26’22,80’’Ø etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 16/2-8 for Statoil i utvinningsløyve 265.
The drilling program for well 16/2-9 S concerns the drilling of a wildcat well in production licence 265. 
Boreprogrammet for brønn 16/2-9 S gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 265.
The area in this licence consists of part of block 16/2. 
Arealet i dette løyvet består av del av blokken 16/2.
The well will be drilled about 12 kilometres northwest of well 16/2-8 (Aldous Major South) in the central part of the North Sea. 
Brønnen vert bora om lag 12 kilometer nordvest for brønnen 16/2-8 (Aldous Major South) i midtre del av Nordsjøen.
This is sixth well to be drilled in the licence. 
Dette er den sjette brønnen som blir bora innafor løyvet sitt areal.
Well 16/3-4 is to be drilled from the drilling facility Bredford Dolphin located at position 58° 48’ 14.5” north 02° 43’ 08.5” east after the drilling of wildcat well 16/1-15 for Lundin in production licence 501 has been completed. 
Brønn 16/3-4 skal borast frå boreinnretninga Bredford Dolphin i posisjon 58° 48’ 14,5”N 02° 43’ 08,5”Ø etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 16/1-15 for Lundin i utvinningsløyve 338.
The drilling programme for well 16/3-4 concerns the drilling of a wildcat well in production licence 501. 
Boreprogrammet for brønn 16/3-4 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 501.
Lundin is the operator with a 40 per cent ownership interest. 
Lundin er operatør med 40 prosent del.
The other licensees are Statoil Petroleum AS with 40 per cent and Maersk Oil Norway with 20 per cent. 
Dei andre rettshavarane er Statoil Petroleum AS med 40 prosent og Maersk Oil Norway AS med 20 prosent.
The licence area comprises parts of blocks 16/2, 3, 5 and 6. 
Arealet i dette løyvet består av delar av blokkene 16/2,3, 5 og 6.
The well will be drilled approximately six kilometres southeast of the oil discovery well 16/2-6 (Avaldsnes) in the central area of the North Sea. 
Brønnen vert bora om lag seks kilometer søraust for oljefunnbrønnen 16/2-6 (Avaldsnes) i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 501 was awarded on 23 January 2009 (TFO 2008). 
Utvinningsløyve 501 vart delt ut 23. januar 2009 (TFO 2008).
Contact in the NPD: Kristian Runestad, tel. 
Kontaktperson i OD Kristian Runestad, tlf.