natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Normally, the NPD will recommend that the licensee follow the recommendations made by the consultation bodies. 
Normalt vil OD tilrå at høringsinstansenes anbefalinger følges.
If a consultation submission is negative regarding the specific activity, the NPD will contact the relevant licensee to attempt to adapt the activity in line with the recommendations made by the consultation bodies. 
Dersom en høringsuttalelse er negativ i forhold til meldt aktivitet, vil OD, gjennom kontakt med rettighetshaver for undersøkelsen, søke å få tilpasset aktiviteten til høringsinstansenes anbefalinger.
If the NPD decides to recommend an activity in spite of submissions from consultation bodies, a copy of the NPD's recommendation will be sent to the consultation body in question, as well as to the Ministry of Petroleum and Energy (MPE). 
Dersom OD velger å tilrå en meldt aktivitet på tvers av en høringsinstans uttalelse, blir det sendt kopi av ODs tilråding til vedkommende høringsinstans og til Olje- og energidepartementet (OED).
Such recommendations set out assumptions for how the NPD expects the survey to take place, particularly in relation to fishery activities that might be underway, or that commence during the data acquisition, so that conflict situations do not arise. 
I slike tilrådninger blir det lagt inn forutsetninger for hvordan OD forventer at undersøkelsen skal foregå, særlig i forhold til fiskeriaktivitet som måtte være i gang eller som igangsettes under datainnsamlingen, slik at konfliktsituasjoner ikke skal oppstå.
Licensees are informed that ongoing fishery activities have general priority. 
Rettighetshaver blir gjort oppmerksom på den generelle fortrinnsretten for pågående fiske.
After the procedure has been completed, the NPD announces the planned activity, stating the area involved and the expected time intervals. 
Etter avsluttet saksbehandling, kunngjør OD den planlagte aktiviteten med angivelse av område og forventet tidsintervall.
The regulations also require that a fishery expert be on board during seismic data acquisition. 
Regelverket krever at det skal være en fiskerikyndig person om bord under en seismisk datainnsamling.
The job of the fishery expert is to contribute to avoiding conflicts between the seismic vessel and the fisheries. 
Oppgaven til den fiskerikyndige er å bidra til å unngå konflikter mellom det seismiske fartøyet og fiskeriene.
The well was drilled using the Deepsea Trym drilling rig at a water depth of 384 meters. 
Boringen ble gjennomført med boreriggen "Deepsea Trym" på 384 meters vanndyp.
The well was drilled to a Tertiary (Pliocene) sandstone prospect and reached a total depth of 687 meters below sea level. 
Brønnen ble gjennomført på et sandsteinsprospekt av tertiær (pliocen) alder, og ble avsluttet 687 meter under havflaten.
The licensees in production licence 318 are: Norsk Hydro Produksjon AS (operator) 60% Petoro 20% Idemitsu Petroleum Norge 20% 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 318 er: Norsk Hydro Produksjon AS (operatør) 60% Petoro 20% Idemitsu Petroleum Norge 20%
The well was drilled at a water depth of 1260 meters, approximately 130 km west of Ormen Lange. 
Brønnen er boret på 1260 meters vanndyp, omlag 130 km vest for Ormen Lange.
The main purpose of the well was to evaluate an early Tertiary prospect. 
Hovedformål med brønnen var å teste et prospekt av tidlig tertiær alder.
Small volumes of gas were encountered in sandstones of Tertiary age at a depth of 2600 meters below sea level. 
På vel 2600 meters dyp under havbunnen ble det påtruffet mindre mengder gass i tidlig tertiær sandstein.
The well will be completed in rocks of late Cretaceous age at 2950 meters below sea level. 
Boringen blir avsluttet i bergarter av sen kritt alder om lag 2950 meter under havbunnen.
The Norwegian Petroleum Directorate evaluates the results as encouraging for further exploration in this new area of the Norwegian Sea. 
Oljedirektoratet vurderer resultatet fra letebrønnen på Tulipanstrukturen som oppmuntrende for videre leting i et helt nytt område av Norskehavet.
The well was drilled with the drilling rig "Eirik Raude". 
Boringen er utført med riggen "Eirik Raude".
The well was drilled to a total depth of 4574 m below the sea surface, and it was concluded in rocks from the Triassic Age. 
Brønnen ble boret til et totalt dyp av 4574 m under havoverflaten og avsluttet i bergarter av trias alder.
No mobile hydrocarbons were proven in the well. 
Det ble ikke påvist bevegelige hydrokarboner i brønnen.
Production license 256 was awarded in the 16th licensing round. 
Utvinningstillatelse 256 ble tildelt i 16. konsesjonsrunde.
Licensees in the production license are: Eni Norge (operator): 55% Petoro: 20% RWE Dea: 15% Dong: 10% 
Rettighetshavere i utvinningstillatelsen er: Eni Norge (op): 55% Petoro: 20 % RWE Dea: 15 % Dong: 10 %
The Ocean Vanguard will now move to a new location in the Sleipner area in the North Sea to drill wildcat well 15/9-22 for ExxonMobil in production license 241. 
Ocean Vanguard skal nå gå til ny lokalitet i Sleipnerområdet i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 15/9-22 for Exxon Mobil i utvinningstillatelse 241.
The well was drilled using the Transocean Leader drilling rig in 308 metres of water to a total depth of 5052 metres below the sea surface where it was concluded in early Jurassic rock. 
Brønnen ble boret med boreinnretningen Transocean Leader på 308 meters havdyp til en total dybde av 5052 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av tidlig jura alder.
Gas was proven in Jurassic sandstones and two successful production tests were performed. 
Det er påvist gass i sandsteiner av jura alder, og to vellykkede produksjonstester er gjennomført.
In both cases the maximum flow rate of 1.4 million standard cubic metres gas per day was recorded through a 3/4 inch choke. 
I begge tilfeller var maksimum produksjonsrate på 1,4 millioner Sm3 gass per dag gjennom en 3/4 tommers dyseåpning.
Appraisal of the information from the well in order to estimate the size of the discovery is proceeding. 
Nå pågår det vurderinger av informasjon fra brønnen for å anslå størrelsen på funnet.
It is early days to say if the discovery can form the basis for an autonomous development or whether it can be developed as a satellite to an existing field. 
Det er for tidlig å si om funnet kan danne grunnlag for en selvstendig utbygging, eller om det kan bygges ut som en satellitt til eksisterende felt.
The Norwegian Petroleum Directorate anticipates that the size of the discovery may approach 60 billion standard cubic metres of producible gas, but this estimate remains uncertain until the limits of the accumulation can be established. 
Oljedirektoratet antar at funnet kan ha en størrelse på opp mot 60 milliarder Sm3 gass utvinnbart, men dette anslaget vil være usikkert så lenge funnet ikke er avgrenset.
Operator A/S Norske Shell is planning an appraisal well on the discovery and a wildcat well on another prospect in the production licence during the second half of 2006. 
Operatøren A/S Norske Shell planlegger både en avgrensningsbrønn på funnet og en undersøkelsesbrønn på et annet prospekt i utvinningstillatelsen i 2.halvår 2006.
The well will now be plugged permanently. 
Brønnen blir nå permanent plugget
The drilling rig Transocean Leader will now be taken over by Norsk Hydro as operator for production licence 283. 
Boreinnretningen Transocean Leader vil nå bli overtatt av Norsk Hydro som operatør for utvinningstillatelse 283.
The rig will drill a well in block 6605/8 in the Vøring Basin on what is known as the Stetind prospect. 
Innretningen skal bore en undersøkelsesbrønn i blokk 6605/8 i Vøringbassenget på det såkalte Stetindprospektet.
The licensees in production licence 255 are: A/S Norske Shell (operatør) 30 % Total E&P Norge AS 20 % Statoil ASA 20 % Petoro AS 30 % 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 255 er: A/S Norske Shell (operatør) 30 % Total E&P Norge AS 20 % Statoil ASA 20 % Petoro AS 30 %
The drilling activity was carried out using the facility "Transocean Leader" in 838 meters of water on a sandstone prospect from the Cretaceous Age. 
Boringen ble gjennomført med boreriggen "Transocean Leader" på 838 m vanndyp på et sandsteinsprospekt av kritt alder.
The discovery is regarded as being positive for this area of the Norwegian Sea. 
Funnet anses som positivt for dette området i Norskehavet.
Further appraisal drilling is needed in order to determine the resource potential. 
Videre avgrensingsboring må til for å avdekke ressurspotensialet.
The licensees in production license 283, blocks 6605/5,7,8,9 and 6606/7 are: Norsk Hydro Produksjon AS (operator) 30 % Chevron Texaco Norge AS 25 % Norske ConocoPhillips AS 25 % Petoro AS 20 % 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 283 i blokkene 6605/5,7,8 og 9 samt blokk 6606/7 er: Norsk Hydro Produksjon AS (operatør) 30 % Chevron Texaco Norge AS 25 % Norske ConocoPhillips AS 25 % Petoro AS 20 %
The main objective of the well was to test a prospect in sandstone from the Late Triassic Age, called "Guovca". 
Hovedmålet med brønnen var å teste et prospekt i sandsteiner av sen trias alder, kalt "Guovca".
The data will now be analysed to determine, if possible, the reason for the lack of hydrocarbon filling. 
Dataene vil nå bli analysert for om mulig å kunne avklare årsaken til manglende hydrokarbonfylling.
The drilling activity was concluded in source rocks from the Triassic Age, 1270 m below sea level. 
Boringen ble avsluttet i bergarter av trias alder 1270 m under havnivå.
Even though this prospect is dry, this does not alter the Norwegian Petroleum Directorate's assessment that discoveries can still be made in the Barents Sea. 
Selv om dette prospektet er tørt, endrer ikke dette Oljedirektoratets vurdering om at det fortsatt kan gjøres funn i Barentshavet.
Well 7131/4-1 was drilled with the mobile drilling facility Eirik Raude in water depths of 331 m, about 115 km north-east of the Nordkyn peninsula. 
Brønn 7131/4-1 ble boret med den flyttbare boreinnretningen Eirik Raude på 331m vanndyp, ca 115 km nordøst for Nordkynhalvøya.
After completing the well, the drilling facility will be moved to the Norwegian Sea to drill well 6302/6-1 in production license 251. 
Innretningen vil etter ferdigstillelse av brønnen bli flyttet til Norskehavet for å bore brønn 6302/6-1 i utvinningstillatelse 251.
The licensees in production license 233 are: Statoil ASA (operator) 50% Norsk Hydro Produksjon AS 35% Eni Norge AS 15% 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 233 er: Statoil ASA (operatør) 50% Norsk Hydro Produksjon AS 35% Eni Norge AS 15%
Contact within the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00 
Contact within the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
The well's primary target was a chalk prospect from the Permian and Carboniferous Ages, called "Obelix". 
Brønnens hovedmål var et kalksteinsprospekt av perm og karbon alder, kalt "Obelix".
The drilling activity was concluded in metamorphic rocks 1515 meters below sea level. 
Boringen ble avsluttet i metamorfe bergarter 1515 meter under havnivå.
The well proved a residual oil column of more than 120 meters, with good indications of hydrocarbons in other portions of the stratigraphic sequence. 
Brønnen påviste en residuell oljekolonne på mer enn 120 meter og viste gode indikasjoner på hydrokarboner i øvrige deler av lagrekken.
However, attempts at sampling showed that the hydrocarbons could not be produced. 
Forsøk på prøvetaking viste imidlertid at hydrokarbonene ikke lar seg produsere.
The well was therefore plugged without production testing. 
Brønnen blir derfor plugget uten produksjonstesting.
The collected data confirms that, in addition to source rocks from the Late Jurassic Age, source rocks from a potential Permian/Triassic Age have been proven in the area. 
De innsamlete dataene bekrefter at i tillegg til en kildebergart av sen jura alder, er det påvist en kildebergart av mulig perm / trias alder i området.
This is an encouraging observation with a view towards future investigation of new exploration opportunities in the western Barents Sea. 
Dette er oppløftende observasjoner med tanke på framtidig utforsking av nye letemuligheter i det vestlige Barentshav.
The well was drilled about 190 km off the coast of Finnmark, north/north-west of Hammerfest. 
Brønnen er boret ca 190 km ut fra Finnmarkysten nord/nordvest for Hammerfest.
The water depth in the area is 394 meters. 
Vanndypet er 394 meter.
The drilling activity was carried out with the Eirik Raude drilling facility. 
Boringen ble gjennomført med boreinnretningen Eirik Raude.
After completion of this well, the facility will be transferred to Statoil ASA for drilling of well 7131/4-1- Guocva in production license 233. 
Innretningen vil etter ferdigstillelse av brønnen bli overført til Statoil ASA som skal bore brønn 7131/4-1- Guocva i utvinningstillatelse 233.
The licensees in production license 225 are: Norsk Hydro Produksjon AS (operator, 29%), Eni Norge AS (31%) Statoil ASA (40%). 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 225 er: Norsk Hydro Produksjon AS (operatør, 29 %), Eni Norge AS (31 %) Statoil ASA (40 %).
No indications of hydrocarbons were encountered whilst drilling. 
Boringen viste ingen indikasjoner på hydrokarboner.
The main objective of this well was the ‘Aimee’ Jurassic sandstone Prospect, located ca. 10 km east of the abandoned Yme Field. 
Målet for brønnen var et sandsteinsprospekt av jura alder, kalt "Aimee".
The well was drilled to a total depth of 3154 m. 
Brønnen ble boret til et totalt dyp av 3154 meter i trias.
Following completion of logging operations, the well will be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå logget, og vil deretter bli permanent plugget og forlatt.
The licencees in production licence 316. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 316.
The discovery is located 6 kilometers south of the Varg field. 
Forekomsten ligger 6 kilometer sør for Vargfeltet.
The appraisal well 15/12-16 S was drilled the Mærsk Giant drilling facility in 87 meter water depth, to a total depth of 2921 meters below sea level. 
Avgrensingsbrønnen 15/12-16 S ble boret med boreinnretningen Mærsk Giant på 87 meters havdyp til en total dybde på 2921 meter under havoverflaten.
The well was concluded in rocks of Late Jurassic age. 
Brønnen ble avsluttet i bergarter av jura alder.
The appraisal well proved interesting additional resources. 
Avgrensningsbrønnen påviste interessante tilleggsressurser.
Data collection from the well provides good information for further evaluation with regard to development.The Norwegian Petroleum Directorate estimates that the discovery holds at least 0.5 billion Sm3 of recoverable gas. 
Oljedirektoratet antar at funnet har en størrelse på minst 0,5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The licensees in the production licence will now proceed with planning activities aimed at developing this discovery on the Varg South structure. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen vil nå gå videre i planleggingen for å videreutvikle tilleggsfunnet på Varg Sør strukturen.
The well will be temporarily plugged and abandonned for future use as a producer. 
Brønnen blir midlertidig plugget og forlatt for senere bruk som produsent.
The drilling facility Mærsk Giant will now move on to drill appraisal well 7/8-5 for Talisman on the 7/8-3 discovery northwest of the Ula Field in the North Sea. 
Boreinnretningen Mærsk Giant vil forflyttes for å bore avgrensingsbrønnen 7/8-5 for Talisman på 7/8-3 funnet som ligger nordvest for Ulafeltet sør i Nordsjøen.
The licensees in production licence 038 are: Talisman Energy Norge AS (65 %) Petoro AS (30 %) Pertra ASA (5%) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 038 er: Talisman Energy Norge AS (65 %) Petoro AS (30 %) Pertra ASA (5%)
The discovery is located 40 km north of the Sleipner field. 
Funnet ligger 40 kilometer nord for Sleipnerfeltet.
Oil and gas were proven in Late Jurassic sandstone. 
Det ble påvist olje og gass i sandsteiner av sen jura alder.
The appraisal well largely confirms the size of the discovery in the Gudrun structure. 
Avgrensningsbrønnen bekrefter for en stor del størrelsen på funnet i Gudrunstrukturen.
Data collected from the well provides good information that supports development of the discovery. 
Datainnsamlingen fra brønnen gir god informasjon som støtter utbygging.
The Norwegian Petroleum Directorate estimates that the discovery holds at least 25 million Sm3 (150 million bbls) of recoverable oil equivalents. 
Oljedirektoratet antar at funnet har en størrelse på minst 25 millioner Sm3 (150 millioner fat) utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees in the production licence will now proceed with planning activities aimed at developing the discovery in the Gudrun structure. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen vil nå gå videre i planleggingen med å bygge ut funnet på Gudrun strukturen.
The well will be permanently plugged. 
Brønnen blir permanent plugget.
The Transocean Leader drilling facility will now move on to drill production wells on Gullfaks Sør. 
Boreinnretningen Transocean Leader vil nå bore produksjonsbrønner på Gullfaks Sør.
The licensees in production licence 025: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 025
An engineer will be taken to the BOS Atlantic to examine the equipment. 
En ingeniør blir fraktet om bord på BOS Atlantic for å undersøke utstyret.
This could delay the start-up by two days, but it could also take longer, depending on the gravity of the problem. 
Dette kan gå med mer tid enn et par dager, avhengig av hvor alvorlig problemet er.
This was the first wildcat well in PL241, which covers parts of blocks 15/8 and 15/9. 
Dette var den første undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 241 som dekker deler av blokkene 15/8 og 15/9.
The licence was awarded in the North Sea Round in 1999. 
Tillatelsen ble tildelt i Nordsjørunden i 1999.
Wildcat well 15/9-22 was drilled to a total depth of 3888 metres into Late Triassic rocks. 
Undersøkelsesbrønn 15/9-22 ble boret til et totalt dyp av 3888 meter inn i bergarter av sen trias alder.
The well was dry and it will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen var tørr og er nå permanent plugget og forlatt.
The licensees in PL241 are: 
& Prod.
ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (operator) - 50 percent Statoil ASA - 50 percent 
Norway AS (operatør)- 50 prosent Statoil ASA - 50 prosent
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel. 51 87 61 00 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
The purpose of the well was to determine the potential for oil and gas in the Jurassic sandstone (Brent group) prospect named Blåmann. 
Målet for brønnen var å undersøke potensialet for olje og gass i sandsteiner av jura alder (Brent gruppen) i et prospekt kalt Blåmann.
This prospect is situated west of the Delta discovery 33/9 and about three kilometres northeast of the Murchison platform in the British sector. 
Prospektet ligger vest for Delta-funnet 33/9-6 og cirka tre kilometer nordøst for Murchison-plattformen på britisk side.
The appraisal well 33/9-20 S was drilled as a sidetrack from the Murchison platform. 
Avgrensningsbrønn 33/9-20 S ble sidestegboret fra Murchison-plattformen.
Hydrocarbons were not proven in the well. 
Brønnen påviste ikke hydrokarboner.
The well has been junked, although a sidetrack is under consideration for further exploration of the Blåmann prospect. 
Brønnen er avsluttet, men et sidesteg vurderes for videre utforskning av Blåmann-prospektet.
The licensees in production licence 037D are: Statoil ASA (operator): 21.875 % Revus Energy ASA: 78.125 % 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 037D er: Statoil ASA (operatør): 21.875 % Revus Energy ASA: 78.125 %
Wellbore 34/10-49 A was drilled as a sidetrack from 34/10-49 S. In addition wellbore 34/10-49 S was extended to a new prospect area. 
Brønnbane 34/10-49 A ble boret som sidesteg fra 34/10-49 S.
The well was planned drilled with two separate paths to explore five targets. 
Brønnen var planlagt med to separate løp for å avklare til sammen 5 boremål.
The deepest path 34/10-49 S and B was drilled to 5480 m and completed in rocks of early Cretaceous age. 
Det dypeste løpet 34/10-49 S og B ble boret til 5480 m og avsluttet i bergarter av tidlig kritt alder.
The sidetrack 34/10-49 A was drilled to 3312 m in rocks of middle Jurassic age. 
Sidesteget 34/10-49 A ble boret til 3312 m i bergarter av midtjura alder.
Two smaller oil accumulations of oil were discovered in early to middle Jurassic age. 
Det ble gjort to mindre oljefunn i bergarter av tidlig- til midtjura alder.
The Norwegian Petroleum Directorate anticipates the discovery to be 1,5-2 million Sm³ (10-15 million barrels) of recoverable oil equivalents. 
Oljedirektoratet antar at funnet har en størrelse på 1,5-2 millioner Sm³ (10-15 millioner fat) utvinnbare oljeekvivalenter.
The well will now be permanently plugged. 
Brønnen blir permanent plugget.
The well was drilled with the mobile facility Ocean Vanguard, which will now drill an exploration well for Statoil in production license 128 in the Norwegian Sea. 
Boreoperasjonen ble utført med den flyttbare boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå vil bore en letebrønn for Statoil i utvinningstillatelse 128 i Norskehavet.
The licensees in production license 50 are: . 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL050 er: .
Statoil ASA (operator) 61% . 
Statoil ASA (operatør) 61% .
Norsk Hydro Produksjon AS 9% . 
Norsk Hydro Produksjon AS 9% .
Petoro AS 30% 
Petoro AS 30%
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf. 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf.
51 87 61 00 
51 87 61 00
The total length of the well is 7380 metres. 
Brønnens totale lenge er 7380 meter.
Hydrocarbons were proven in Middle Jurassic sandstones. 
Det ble påvist hydrokarboner i sandsteiner av midtre jura alder.
The well has provided important information on the extent and properties of the 34/10-23 Valemon discovery. 
Brønnen har gitt viktig informasjon om 34/10-23 Valemon sin utstrekning og egenskaper.
The licensees will continue to evaluate a potential development of the Valemon discovery. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen vil fortsette arbeidet med å vurdere utbygging av Valemonfunnet.
The well will be temporarily plugged and the plan is to re-use the upper sections as a sidetracked production well on the Kvitebjørn field. 
Brønnen vil bli midlertidig plugget og de øvre seksjoner er planlagt gjenbrukt for sideboring som produksjonsbrønn på Kvitebjørn.
The Kvitebjørn drilling facility will now drill production wells on the Kvitebjørn field. 
Boreinnretningen Kvitebjørn vil nå bore produksjonsbrønner på Kvitebjørnfeltet.
The prospect was called Astero. 
Prospektet er kalt Astero.
The purpose of the drilling was to define the boundaries of the 35/11-13 discovery, of the late Jurassic age, proven by well 35/11-13 in April 2005. 
Formålet med boringen var å avgrense 35/11-13-funnet, av øvre jura alder, og som ble påvist med brønn 35/11-13 i april 2005.
The appraisal well was drilled to a total depth of 3,253 metres. 
Avgrensningsbrønnen ble boret til et totalt dyp på 3253 meter.
The results from the well are positive and will now be assessed in conjunction with the rest of the area around the Fram field as regards commercial exploitation. 
Resultatene fra brønnen er positive og vil nå bli vurdert samlet med resten av området rundt Framfeltet for kommersiell utnyttelse.
The discovery lies north of the Fram field in the North Sea in an area with developed petroleum production and transport infrastructure. 
Funnet ligger nord for Framfeltet i Nordsjøen i et område med utbygd infrastruktur for produksjon og transport av petroleum.
The drilling of 35/11-14 S was carried out with the mobile drilling facility Transocean Winner. 
Boringen av 35/11-14 S ble gjennomført med den flyttbare boreinnretningen Transocean Winner.
Transocean Winner will continue on to a new drilling location in the Norwegian Sea to drill an exploration well in production licence 263, operated by Hydro. 
Transocean Winner skal nå gå til en ny borelokalitet i Norskehavet for å bore en letebrønn i utvinningstillatelse 263 som er operert av Hydro.