natgillin/translations-raw huggingface dataset:
- Ekofisk - Emden - Frigg - St. Fergus - Brent - St. Fergus (Ledningen er anlagt, men endnu ikke i brug)
Ekofisk - Emden Frigg - St. Fergus Brent - St. Fergus (completed but not yet in operation) Leman - Bacton
- Leman - Bacton samt en lang række kortere ledninger, navnlig fra de britiske felter i den sydlige del af Nordsøen til den engelske østkyst, men også fra de nederlandske off-shore-felter til det nederlandsk tyske kystområde.
In addition there are several shorter pipelines, particularly from the British fields in the southern part of the North Sea to the east coast of England, and also from Dutch offshore fields to the Dutch and German coast.
I Nordsøen, navnlig i den midterste og den nordlige del, findes imidlertid endnu store mængder naturgas - og i særdeleshed ledsagende gas i forbindelse med råolieforekomster, som ikke er tilsluttet de bestående transportsystemer. Dette gælder også den norske del af Nordsøen.
However,there are still a fair number of natural and associated gas deposits not connected to the existing pipeline system, particularly in the central and northern parts of the North Sea.
Derfor havde den britiske regering allerede i 1975 givet den rådgivende virksomhed Williams-Merz til opgave at under søge, om de økonomiske tilgængelige naturgasreserver kunne blive forøget ved anlæggelsen af et passende sarnleledningssystem.
For this reason, as early as 1975, the British Government appointed the consultants Williams and Merz to in vestigate whether the construction of a suitable gas gathering system would increase the economically exploitable reserves of natural gas.
På grundlag af det relativt positive resultat af dette forstudie blev Gas Gathering Pipelines (North Sea) Ltd.
Because of the relatively encouraging results of this preliminary study.
(GGP) grundlagt med del tagelse af BP, ICI, Rio Tinto Zinc og Total/ELF ved siden af de statslige virksomheder BGC og BNOC.
Gas Gathering Pipelines (North Sea) Limited (GGP) was formed by the state entei— prises BGC and BNOC together with BP, ICI, Rio Tinto Zinc and Total ELF.
I den rapport, son blev offentliggjort for nylig, anser GGP anlæg gelsen af dette system for- at være for kostbar (anslåede investeringsomkostninger 5 milliarder L) og selskabet finder, at de natur gasmængder, son sandsynligvis vil være til rådighed i de kommende år, vil kunne transporteres gennem de allerede eksisterende Brentog Frigg-ledninger, og at en yderligere ledning derfor ikke er nød vendig. I rapporten foreslås det i stedet at anlægge tre mindre samlesystener, hvor gassen kunne transporteres gennem Frigg- og Brent-ledningen til St. Fergus .
In its recently published report, GGP considers that this type of system would be too costly (estimated capital cost : fe 5 000 million) and takes the view that, as the existinn Frigg and Brent pipelines are capable of
Et sådant system ville kræve investeringer på ca. 1 milliard L. Det anslås, at der herigennem kan udvindes ca. 2oo milliarder m3 gas.
andling the quantities of natural gas likely to be available in the ext few years, a further pipeline is unnecessary.
De sanlede reserver i de felter, SOT. endnu ikke er tilsluttet et ledningssystem, anslås derimod til 442 milliarder m3, heraf kan 334 milliarder m3 udvindes rentabelt.
The report suggests nstead that three smaller gathering systems should be laid for piping as through the Frigg, Brent and Ekofisk pipelines to St. Fergus (1).
Kortet i figur 15, som er taget fra GGP-rapporten, skitserer dette forslag.
A ystem of this type would require an investment of approximately Ë 1 000
Ved midten af 1979 bekendtgjorde den britiske energiminister, at
9 3 It is estimated that some 200 χ 10 m of gas could be recovered illion.
1) Hed hensyn til Fulman-feltet sirulle der være mulighed for til slutning til Ekofisk-ledningen til Emden.
In contrast, the total reserves in the fields not so far 9 3 onnected to the gathering system are estimated at 442 χ 10 m , with 334
Mobiloil overvejede at anlægge en naturgasledning fra Beryl-feltet til Storbritannien.
The annexed map (figure 15),taken rom the GGP report, illustrates the proposals.
Samtidig undersøgte Mobiloil og British Gas Corporation i fællesskab, om der også kunne transporteres gas fra andre felter i den nordlige del af Nordsøen gennem denne ledning.
η mid­1979 the UK Secretary for Energy announced that Mobiloil was consi­ ering the laying of a pipeline from the Beryl field to Great Britain, t the same time Mobiloil and the British Gas Corporation were together m the fields in the northern part of the North nvestigating whether gas fr p ea could also be transported via such a pipeline.
Denne undersøgelse strakker sig over et område, som går fra blok 211 gennem blok 15 og 16» og muligvis så langt syd som til den 56. breddegrad med forbindelse til den skotske kyst.
Their study covers η area from a line from block 211 through blocks 15 and 16 and possibly s far south as the 56th parallel, with a connection to the Scottish Coast.
Også den norske regering har beskæftiget sig med spørgsmålet om anlæggelse af en sanleledning, navnlig med henblik på udnyttelse af gassen i Statfjord-feltet, nen den mente indtil for nylig, at de naturgasreserver i den norske sektor, som på dette tidspunkt ikke kunne udnyttes, ikke retfærdiggjorde anlæggelsen af en samlelinje, heller ikke sammen med forekomster i den britiske sektor.
he Norwegian Government also considered the idea of building a gas gathering ystem, in particular with a view to explpiting the gas in the Statfjord ield, but until recently took the view that existing isolated natural gas eserves in the Norwegian sector did not justify the construction of a gas athering pipeline, not even in conjunction with suitable fields in the ritish sector.
Der blev imidlertid vendt op og ned på situationen med opdagelsen af et nyt naturgasfelt i den norske Blok 31/2.
However, a new gas find in block 31/2 in the Norwegian sector means a fundamental change in the situation.
Selv om der endnu ikke foreligger nøjagtige oplysninger, går man på grundlag af de hidtidige resultater ud fra, at denne forekomst med en sandsyn2 lig udstrækning på ca. 7oo km indeholder betydelige naturgasnæng- der, ca. 1 ooo mia m3.
Although exact data are not yet available, it is assumed - on the basis of results so far - that this field with a probable size of some 700 km contains considerable natural
Der kan således ikke på grundlag af mængden være tvivl on, hvorvidt det er rimeligt at anlægge en samleledning.
9 3 gas reserves, in the order of 1 000 χ 10 m .
Alle lande i Fællesskabet er forståeligt nok interesserede i de nye gasmængder, dette gælder også l'orge selv og Sverige.
Understandably, all the Community countries, as well as Sweden and Norway itself, are interested in this new field.
Det er endnu for tidligt at sige noget om, hvilket resultat de fremtidige for handlinger vil føre til, navnlig fordi man først må have bedre kendskab til forekomsternes reelle størrelse og beskaffenhed gen nem nye boringer.
The outcome of future negotia­tions on this subject cannot be predicted, particularly since new wells must first provide sound information on the actual size of the field and its characteristics.
Det er imidlertid ikke usandsynligt, at det på grundlag af de naturgasfelter og de oliefelter med ledsagende gas i Nordsøen, som endnu ikke er tilsluttet, også vil være muligt at anlægge to store ledninger, både til kontinentet og til Storbritannien. nien.
However, it is possible that the still isolated natural gas and oil gas fields in the North Sea will justify two large-scale pipelines tP both the Continent and Britain.
Også selv om der ikke anlægges et eller flere gassemlesystemer, vil der sandsynligvis stadig være en række felter, hvor tilslutningen til et sådant system ikke vil være rentabel.
Even if one or more gas-gathering systems is completed, it is likely that there will still be a number of deposits which cannot be economically connected to such a system.
Fællesskabet støtter derfor en række teknologiske udviklingsprojekter, som vedrører likvefation af naturgas, omdannelse til methanol og fremstilling af elektricitet på platformer, for at også disse energimængder så vidt muligt kan udnyttes i Fællesskabets energiforsyning.
The Community has therefore supported a number of technological development projects including the liquefaction of natural gas, its transformation into methanol and the production of electric power all in situ, in order to ensure as far as possible that these resources are available to the Community as part of its energy supplies.
Medens naturgassen inden for Fællesskabet praktisk taget udelukkende transporteres gennem ledninger, får transport af flydende natur gas (LNG) stadig større betydning på international plan.
Although within the Community most of the natural gas is piped, over the world as a whole more and more natural gas is being transpprted in lique­fied form (LNG) by tanker.
Dette gælder også Fællesskabets import af naturgas fra tredjelande.
The same applies to natural gas imported into the Community from nonCommunity countries.
Kere end en tredjedel af de hidtil importerede mængder skal leveres i forn af LNG.
More than a third of the quantities contracted for are to be impprted in liquid form.
Den følgende figur (tabel 14) giver en oversigt over de kendte LHG-projekter, son berører Fællesskabet.
Table 14 gives details of the known LNG projects affecting the Community.
Oversigt over LNG-projekter, som berører Fællesskabet
Summary of LNG projects affecting the Community
Påbegyndelse
Participants
Deltagere
Commence- ment
Der er ganske vist blevet sat spørgsmålstegn ved gennemførelsen af en række projekter, som er angivet i tabel 14, da den. algeriske regering overvejer at undlade at opføre likvefaktionsanlæg III i Arzew og II i Skikda.
t is uncertain whether some of the projects cited in Table 14 will be arried out, since the Algerian Government is reconsidering construction f the liquefaction plants III at Arzew and II at Skikda.
Som feige af størrelsen af de nødvendige investeringsomkostninger overvejer den i stedet at anvende midlerne til en forbedring af landets infrastruktur.
The in­îstment costs are extremely high and the funds might rather be used 3Γ improving the country's infrastructure.
I så fald vil nye naturgasudførsler kun kunne ske gennem pipelines.
This would mean that ly new exports of natural gas would be by pipeline only.
Selv om man omgående indleder nye forhandlinger om kontrakter vedrørende levering af samme mængder gennem pipelines, vil man ikke kunne undgå en forsinkelse i leveringerne, rent bortset fra, at der vil opstå en lang række andre tekniske, økonomiske og juridiske problemer.
Even if new ;gotiations on contracts for the delivery of equivalent quantities by ¡peline were opened at once, delivery delays would be unavoidable, quite Dart from numerous other technical, economic and legal problems. If gas
Hvis der samtidig sker et stop i gasleverancerne fra Iran, vil Fællesskabets gasforsyning i 80'erne kunne blive bragt i en situation med alvorlig forsyningsmangel.
?liveries from Iran were also held up at the same time, the Com­jnity could find itself faced with a serious shortfall in its gas supplies τ the eighties.
Andre LNG-projekter, hvor forhandlingerne i det væsentligste alle rede er afsluttet, såsom Nigeria-projektet, eller som aftegner sig son en mulighed, såsom LNG-projekter på den canadiske arktiske ø Melville og King Christian eller i Cameroun, kan kun delvis afhjælpe denne mangel, dels fordi mængderne ikke er store nok, og dels fordi de ligger for langt ud i fremtiden.
:her LNG projects on which negotiations are largely concluded ­ such 3 the Nigeria project ­ or which are only just appearing on the horizon 5 possibilities ­ such as LNG prpjects on Melville and King Christian älands in the Canadian Arctic or in Cameroon ­ will only partly make up :r this shortfall, partly because they are too small in scope and partly îcause they are still too far away from realization.
LNG-kæder er meget kostbare. Likvefaktion, transport med tankskibe, havneanlæg, oplagring og genforgasning er forbundet med store om kostninger.
iquefaction, transport by tanker, port facilities, storage and recon­îrsion into gas are all expensive and LNG supply chains are there­3re extremely costly.
Et neget omdiskuteret projekt, Iran/Belgien, USA, som der allerede var indgået en foreløbig kontrakt om, strandede til sidst på for store omkostninger.
A project involving Iran, Belgium and the United tates, which was preceded by lengthy discussions and for which a prelimi­äry contract had already been negotiated, finally foundered because of ie high costs involved.
Med den nuværende oplagringsteknik kan det ikke betale sig at anvende de i øjeblikket største LNG-tankere med en lasteevne på 125 ooo m3 LHG til at transportere LHG over store afstande.
Given the present state of the art in storage îchnology, the largest existing LNG tankers ­ with a payload of 125 000 LNG ­ are still not sufficiently economic to transport LNG over large istances.
Det nederlandske værft Verolme har udviklet en ny koncept for en stor LNG-tanker ned en lasteevne på 3oo ooo ru3 LNG, hvormed transportomkostningerne skal reduceres med 3o-5o;¿ (alt efter afstanden).
The Dutch shipyard, Verolme, has developed a new design for ι LNG supertanker with a payload of 300 000 m which should reduce trans­3rt costs by between 30 % and 50 % (depending on distance).
Fællesskabet støtter dette projekt gennem sit progran for ydelse af finansiel støtte til teknologiske nyskabelser inden for carbonhydridsektoren.
The Com­jnity is supporting this project under its financial programme of aid Jr new technology in the hydrocarbons sector.
Det sidste af de importprojekter, son er nævnt i tabel 14, går hel't klart ud fra gennem førelsen af dette projekt.
Indeed the last project isted in Table 14 will presumably be based on its successful development.
Endvidere er man ved eller har planer om at op føre anlæg i Zeebrugge, Belgien, Eemshaven, Nederlandene, Wilhelmshaven, Tyskland og Montoir i Frankrig.
Eemshaven (Netherlands), Wilhelmshaven (Germany) and Montoir (France).
Med hensyn til den videre udbygning af LNG-terminaler i Fællesskabet vil størrelsen og tenpoet ved siden af løsningen af sikkerhedsproblemer og finansieringsspørgsmålene navnlig afhænge af omfanget af de nye LHG-kontrakter, som skal afsluttes, og som man endnu ikke har noj;et overblik over.
The extent and speed of any further building of LNG terminals in the Com­ munity depends not only on the solution of safety problems and question of financing but, primarily, on the scope of new LNG agreements still to be concluded - a matter on which no predictions can be made today.
Som følge af begivenhederne i Iran og den algeriske regerings nye investeringspolitiske overvejelser er den hidtil relativt optimistiske vurdering blevet afløst af en vis silepsis ned hensyn til udviklingen inden for de kommende år.
The events in Iran and the Algerian Government's second thoughts about its investment policy have caused a relatively optimistic view of future trends to give way to a certain scepticism.
Af hensyn til forsyningssikkerheden bør hovedvægten derfor lægges på et større antal mellemstore anlæg i stedet for få store terminaler.
For reasons of security of supply, a larger number of medium-sized facili­ ties would be preferable to a few super-terminals.
Som følge af den forøgede import af naturgas fra tredjelande, soia nå aftages meget regelmæssigt efter take-or-pay-princippet, og på grund af den ændring i gasforbrugsstrukturen, som er sket sideløbende hermed, er der et stadigt stigende behov for lagerkapacitet til oplagring af gas.
The increase in the volume of gas imported from non-member countries on a "take or pay" basis requiring a very regular offtake, and the con­ current change in the pattern of gas consumpt ion, dictate a constant ex­ tension of gas storage capacity.
Naturgaslagrenes samlede kapacitet er blevet mere end fordoblet i 3 3
The Community's total natural gas storage capacity has more than doubled from 9 3 9 3
Fællesskabet, fra 10,1 mia m i 1970 til 20,3 mia m ved udgangen af 1978.
10.1 χ 10 m in 1970 to 20.3 χ 10 m in 1978. Construction work to extend
En yderligere udbygning til ca. 30 mia m er allerede i gang.
9 3 storage to some 30 χ 10 m is in hand.
Målt i forhold til det samlede årlige forbrug var oplagringskapaciteten i 197o 12,5,^ og i 1978 kun 9,6í¿.
In 1970 storage capacity represented 12.5 % pf total annual consumption but by 1978 it was down to 9.6 X.
Heller ikke med de anlæg, som er under opførelse, eller som er planlagt, kan vi i de næste år forvente at komme over de lo;J. I forhold til den amerikanske oplagringskapacitet på nere end 25¿ af årsforbruget kan denne situation ikke betragtes son tilfredsstillende.
25 X of annual consumption - this situation cannot be regarded as satis­ factory.
I de kommende år må alle bestræbelser sigte mod i stigende grad at anvende udtømte naturgasfelter som oplagringsanlæg, hvor dette er teknisk og økonomisk muligt, hvilket vil gavne forsynings sikkerheden i to henseender: - udligning af sæsonbestemte svingninger i behovet - strategisk reserve ved forsyningsstop.
As far as is technically and economically possible, every effort will have to be made in the next few years to use more exhausted natural gas fields as storage facilities.
den anden.
State.
På førstepladsen ligger Italien med 9,4 milliarder m3 (32$ af årsforbruget). Derefter kommer Frankrig med 7,3 milliarder m3 (29;á), Forbundsrepublikken Tyskland med 3)5 milliarder m3 (6,3^).
(32 % of annual consumption)
De øvrige medlemslande har hidtil kun rådet over meget få eller slet ingen betydelige gasoplagringsanlæg.
Member States gas storage facilities are,so far; small or insignificant.
Dette skyldes ikke blot, at et land, som selv råder over store naturgasreserver, næppe har behov for yderligere oplagringsplads, i særdeleshed hvis landets geografiske udstrækning er lille, men også, at der ikke findes egnede strukturer til anlæggelse af store underjordiske oplagringsanlæg, og dette er et problem, som navnlig den belgiske gasindustri kæmper med.
This may be because a country has large indigenous gas reserves and has less need for any additional storage capacity, particularly if it is small, or because of the lack of suitable geological structures for installing large underground storage facilities ­ a problem which particularly besets the Belgian gas industry.
Med hensyn til en vurdering af oplagringssituationen er ikke kun den globale kapacitet af betydning, men også størrelsen af de maksimale dagsleverancer.
For the purpose of quantifying storage capacity, it is important to know not only the total capacity but also the maximum possible daily off­take.
I Fællesskabet som helhed er den maksimale dagsleverance 2o4 mio m3, svarende til 35P af det gennemsnit lige daglige forbrug. I Frankrig er tallet 67,3 mio m3 (97#), i Italien 66,3 mio m3 (33"J) , i Tyskland 61,4 mio ra3 (4l;tí) og i Belgien 9,4 (3o#).
For France the figure is 67.3 χ 10 m per day (97 X of daily consumption), whilst in 6 3 Germany it is 61.4 χ 10 m per day (41 X of daily consumption), in Italy
I tabel 15 gives en oversigt over de oplagringsanlæg i Fællesskabet, son er i drift, under opførelse eller planlagt.
Table 15 is a summary of the Community's storage capacity in use, under construction or planned.
Ifølge oplysninger fra COMETEC-GAZ ' on de enkelte medlemsstater ' har gasindustriens investeringer i snæver forstand (uden efter forskning) i Fællesskabet holdt sig på et stabilt niveau i perioden 1970-I97S, når man tager hensyn til inflationen.
According to information from COMECTEC­GAZ (1), investment by the gas industry in the narrower sense (excluding exploration) remained stable when adjusted for inflation in the individual Member
Ganske vist har der i de enkelte lande været visse variationer fra det ene år til det andet, men de udligner næsten hinanden indbyrdes.
From year to year there are indeed certain fluctuations within the individual countries but they more or less cancel each other out.
Som helhed kan der indtil 1975 konstateres en let stigende tendens.
In fact there was a slight upward trend in the total fi­ gure up to 1975.
ikke noget nøjagtigt billede af situationen, da visse forvrængninger er uundgåelige som følge af de voldsomme svingninger i valutakurserne.
Of the total investment more than half (56 %),was accounted for by the United Kingdom and the Federal Republic of Germany in roughly equal amounts.
I 1976 var der en mindre tilbagegang i investeringerne til niveauet fra 1974 og 1973, men COMETEC-GAZ's prognoser indtil 1981 viser på grundlag af de nuværende kurser en stigning på ca. 4o > á, som også i betragtning af inflationen sandsynligvis vil være udtryk for en ægte stigning. Den største stigning i investeringerne ventes at ville ske i Frankrig og Italien, men også i Belgien forventes in vesteringerne i 1981 at blive nere end fordoblet i forhold til 1976.
In 1976 investment fel I slight ly,towards the 1974 and 1973 levels,but the COMETEC-GAZ forecast up to 1981 calculated at current exchange rates shows an increase of about 40 %, which could still denote a genuine increase when adjusted for inflation.
Land/ område
Region/ Province capacity provided
Maksimal dagsleverance ibrugtagning art samlι ι ät
Date entered service facility offtake capacity p.day for
Forbundsrepubli ¡cken Tyskland
Installations in operation
1975 Saltkaverne
Lower Saxony
1977 Saltkaverne
Salt cavern
Land/ område
Locality
Anlæggets forventet art samle.t kapacitet lo6
Date entered service capacity off-t. prpvided capac.
Anlæg i drift i alt
Total installs t ions in operation
Anlær; under opførelse
Installât ions under construction
1979 Saltkaverne
Salt cavern
1983 Saltkaverne 19So II
Salt cavern
Land/ område
Region/ Province
Beliggenhed Tidspunkt ibrugtagning
Date entered service
Anlæggets forventet art samlet kapacitet
Total Maxim. capacity off-t. provided capac.
1973 Saltkaverne
Salt cavern
Fællesskabet Anlæg under opførelse i alt
Community
Planlagte anlæg:
Planned installations
Saltkaverne
Salt cavern
Tabel 16 viser udviklingen i gasindustriens investeringer siden 197o og prognoser indtil 1981 i national valuta, på grundlag af oplysninger fra COHETEO.
This table also analyses investments by three sectors : production
Denne tabel viser også, hvorledes investeringerne fordeler sig på sektorerne produktion (P), transport (T) og distribution (D).
(P), transport (T) and distribution (D), where sector (P) does not in clude natural gas production, but does include liquefaction, regasifi- cation and purification.
At omkostningerne ved produktion af naturgas ikke er medtaget, for klarer denne sektors relativt ringe betydning for gasindustriens investeringer i de nævnte lande.
Where natural gas production cost are not shown, this means that this sector is of relatively slight importance for the gas industry in the countries concerned.
Det er interessant at bemærke udviklingen i forholdet mellem in vesteringerne i transport- og i distributionssektoren.
Changes in the ratios between investment in transport and in distribu tion are of interest, for example in 1970 distribution led by a wide margin in most countries owing to the high cost of converting equipment to natural gas.
Sidstnævnte sektor havde i de fleste lande et stort forspring, navnlig på grund af de store investeringer i omstilling af anlæggene til naturgas kvalitet i 197o, nen betydningen af denne sektor blev ved nidten af 7o'erne efterhånden mindre, da omstillingsarbejdet blev af sluttet, og som følge af anlæggelsen af de store transportledningssysterner rykkede transportsektoren ind på førstepladsen.
However its importance had gradually dimished by the mid 70's as con version work was completed and the construction of extensive pipeline systems mpved transport up into first position.
I begyndelsen af 80'erne vil investeringerne i distributionssektoren sandsynligvis igen blive større, da først og fremmest opførelsen af store oplagringsanlæg vil binde betydelige midler.
Investments in the distribution sector will probably regain their position by the 1980s since the construction of large storage installations in particular could involve considerable funds.