natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Like oil, gas is one of Norway’s most important export commodities.
Gass er i likhet med olje, en av Norges viktigste eksportartikler.
Domestic consumption of gas in Norway is low, and nearly all the gas produced is exported.
Norsk innenlandsk bruk av gass er liten, og det aller meste av produksjonen blir eksportert.
In addition, liquefied natural gas (LNG) is shipped out from the Snøhvit field off Hammerfest on LNG carriers.
I tillegg eksporteres det nedkjølt gass (LNG) på skip fra Snøhvitfeltet utenfor Hammerfest.
Norwegian natural gas exports
Gasseksport 2016
What is liquefied natural gas?
Hva er LNG?
It is transported on dedicated LNG carriers.
Dermed kan LNG selges over hele verden.
The advantage of LNG is that transport does not require pipelines, and it can therefore be sold anywhere in the world.
Å omdanne gassen til LNG og frakte den på skip, er imidlertid betraktelig dyrere enn rørtransport.
However, conversion to LNG and transport by LNG carrier is considerably more expensive than pipeline transport.
I Norge er det per i dag bare gass fra Snøhvitfeltet som omdannes til LNG i stor skala.
Only about one third of the Norway’s estimated gas resources have been produced so far.
Kun en tredjedel av forventede norske gassressurser er produsert så langt.
Production is expected to remain high for the next 20 years.
Produksjonen er forventet å holde seg på et høyt nivå de neste 20 årene.
The forecast is that another third of the resources will be produced during this period, and the final third can be produced after 2035.
Det tilsier at ytterligere en tredjedel av ressursene forventes produsert de neste 20 årene, mens man vil ha en siste tredjedel igjen å produsere etter 2035.
If the most optimistic resource estimates prove to be correct, production figures will be higher than the current forecasts.
Tallet vil være større dersom de mest optimistiske ressursanslagene slår til.
Expected volumes of sales gas from Norwegian fields, 2017-2035
Forventet volum av salgsgass fra norske felt, 2017-2035
Updated: 16.01.2017
Oppdatert: 16.01.2017
Norway is the third largest gas exporter in the world.
Norge er den tredje største gasseksportøren i verden.
In 2016, Norway exported about 115 billion Sm3 gas, mainly to other countries in Europe.
I 2016 eksporterte Norge om lag 115 milliarder Sm3 gass, hovedsakelig til Europa.
This is the largest volume of gas ever exported from the Norwegian shelf.
Dette er det høyeste tallet for gasseksport fra norsk sokkel noensinne.
In much of Europe, gas is an important source of energy for heating homes and industrial buildings, and is used in gas-fired power plants to generate electricity.
I Europa er gass en viktig energikilde til oppvarming i hus, i industrien og i gasskraftverk for å lage elektrisitet.
Norwegian gas covers about 25 % of EU's gas consumption and makes an important contribution to energy security in Europe.
Gass fra Norge dekker om lag 25 prosent av EUs gassforbruk, og norske gassleveranser bidrar til trygghet for en viktig del av europeisk energiforsyning.
Pipelines for gas export from the Norwegian Continental Shelf
Gassrørledninger til eksport fra norsk kontinentalsokkel
Most Norwegian gas sold on the European market is delivered to Germany, the UK, Belgium and France, where Norwegian gas accounts for between 20 and 40 % of total gas consumption.
Størstedelen av gassen som leveres til Europa går til Tyskland, Storbritannia, Belgia og Frankrike, hvor norsk gass utgjør mellom 20 og 40 prosent av det samlede forbruket.
The energy content of the Norwegian sales gas corresponds to about ten times normal Norwegian electricity production.
Energimengden i norsk salgsgass tilsvarer omtrent ti ganger den norske normalproduksjonen av elektrisitet.
Norwegian natural gas exports in 2016, by first delivery point
Norsk naturgasseksport i 2016, fordelt på første leveransepunkt
Source: Norwegian Petroleum Directorate and Gassco
Kilde: Oljedirektoratet og Gassco
Print table Download data Norwegian natural gas exports in 2016, by first delivery point
Skriv ut tabell Last ned grunnlag Norsk naturgasseksport i 2016, fordelt på første leveransepunkt
The total volume of gas produced in Norway can provide energy corresponding to about ten times normal Norwegian electricity production
Energimengden i norsk salgsgass tilsvarer omtrent ti ganger den norske normalproduksjonen av elektrisitet
Gas markets
Gassmarkeder
How is natural gas used and what is driving growth in consumption?
Hva brukes naturgass til og hva driver forbruksveksten?
Natural gas meets about 23 % of total world energy demand, and thus, like oil, plays a very important part in meeting global energy needs.
Naturgass dekker omtrent 23 prosent av verdens totale etterspørsel etter energi og er, i likhet med olje, svært viktig for å møte verdens energibehov.
Natural gas is used mainly for heating homes, cooking and power generation and in the petrochemical industry.
Naturgass brukes hovedsakelig til oppvarming av boliger, matlaging, kraftproduksjon og i petrokjemisk industri.
Natural gas is transported by pipeline or is cooled and pressurised to produce LNG, which is transported on LNG carriers.
Naturgass transporteres via rørledninger eller nedkjølt i flytende form på spesialskip (LNG).
Economic growth, climate change adaptation and mitigation measures, the prices of alternative energy sources, weather and temperature are all factors that influence gas demand.
Økonomisk vekst, klimatiltak, pris på alternative energikilder og vær/temperatur er faktorer som har innvirkning på hvor høy gassetterspørselen blir.
Using gas instead of coal for power generation can for example yield considerable reductions in greenhouse gas emissions.
Blant annet kan bruk av gass i stedet for kull i kraftsektoren bidra til betydelige reduksjoner av klimagassutslipp.
Gas can also provide reserve capacity to balance fluctuations in renewable energy generation, for example when the wind drops or the sun is not shining.
Gass kan også brukes som reservekapasitet for fornybar energi når vinden ikke blåser og solen ikke skinner.
Gas exporting countries
Gasseksporterende land
Norway is the third largest gas exporter in the world.
Norge er verdens tredje største gasseksportør.
Several of the world’s largest gas producers export little to other countries.
Flere av de aller største gassprodusentene i verden har liten eksport til andre land.
When assessing the global gas market, it is therefore most important to consider which countries have the largest volumes available for export.
Når man ser på det globale gassmarkedet, er det derfor viktigst å se på hvilke land som har de største volumene tilgjengelig for eksport.
Norwegian net gas exports in 2015 compared to other gas exporting countries
Norsk netto gasseksport i 2015 sammenliknet med andre gasseksporterende land
Source: IEA Key Energy Statistics 2016
Kilde: IEA Key Energy Statistics 2016
Print illustration Download data Norwegian net gas exports in 2015 compared to other gas exporting countries Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Norsk netto gasseksport i 2015 sammenliknet med andre gasseksporterende land Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Much of the Norwegian shelf is now served by an extensive network of installations, pipelines and onshore facilities.
Store deler av sokkelen har i dag et omfattende nettverk av innretninger, rør og landanlegg.
New discoveries can be tied in to this infrastructure.
Nye funn kan knyttes opp mot denne infrastrukturen.
This will encourage a high level of activity and effective exploitation of resources on the shelf in the years ahead.
Dette vil bidra til et høyt aktivitetsnivå og effektiv ressursutnyttelse på sokkelen i årene som kommer.
As the most easily accessible petroleum resources are developed first, the remaining resources are more difficult to extract or are further from existing infrastructure and markets, generally resulting in rising production and transport costs.
Når de lettest tilgjengelige petroleumsressursene utvinnes først, vil de resterende ressursene være vanskeligere å utvinne og/eller de vil ligge lenger fra eksisterende infrastruktur og marked.
The costs per unit of oil or gas produced therefore tend to rise over time.
Denne naturlige utviklingen gjør at kostnadene per produsert enhet stiger over tid.
Moreover, the extraordinarily high activity level on the Norwegian continental shelf in recent years has resulted in steep growth in investment and operating costs.
Et ekstraordinært høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel de siste årene har i tillegg medført høy vekst i investerings- og driftskostnader.
There has been a similar general trend internationally.
Denne utviklingen har langt på vei vært en del av en internasjonal trend.
High demand and higher oil and gas prices have made investments in the petroleum sector very attractive.
Høy etterspørsel og høyere priser på olje og gass har gjort investeringer i petroleumssektoren svært attraktivt.
At the same time, development and operating costs have risen a good deal as a result of the high demand for a limited supply of input factors needed by the sector.
På samme tid har kostnadene for utbygging og drift steget betraktelig som et resultat av økt etterspørsel etter knappe innsatsfaktorer til bruk i petroleumsvirksomheten.
This trend has now reversed, and both costs and the activity level are dropping to more sustainable levels.
Denne trenden er snudd, og både aktivitets- og kostnadsnivået er nå på vei ned mot et mer bærekraftig nivå.
The trend has reversed, and both costs and the activity level are dropping to more sustainable levels
Trenden er snudd, og både aktivitets- og kostnadsnivået er nå på vei ned mot et mer bærekraftig nivå
Many of the large development projects on the Norwegian shelf are now nearing completion or have been completed and the fields are now in production.
Mange store utbyggingsprosjekter på norsk sokkel er nå enten sluttførte og satt i produksjon, eller går mot sluttfasen.
This means that the surge in development activity has passed its peak, and a downward trend in investments is expected in the time ahead.
At utbyggingsbølgen de siste årene nå er over toppen trekker i retning av reduserte investeringer i tiden fremover.
Moreover, there has been a steep fall in oil prices since the second half of 2014.
I tillegg har oljeprisen falt betydelig fra siste halvdel av 2014.
Together with the high cost level, this is reducing profitability in the petroleum sector.
Sammen med et høyt kostnadsnivå presser dette ned lønnsomheten i petroleumssektoren.
This will make new projects profitable even if oil prices are low.
Dette vil gjøre nye prosjekter lønnsomme selv ved et lavt prisnivå.
In addition, the level of activity is expected to remain high, partly because the very large Johan Sverdrup project is under way.
I tillegg vil blant annet den svært store pågående Johan Sverdrup-utbyggingen bidra til et fortsatt høyt aktivitetsnivå i tiden fremover.
The estimated figures are therefore very uncertain, and the uncertainty increases over time.
Det er derfor stor usikkerhet i anslagene, og denne usikkerheten øker utover i tid.
Concept drawing of the Johan Sverdrup field (Phase 1).
Konseptskisse av Johan Sverdrup-feltet (første fase).
Photo: Statoil ASA
Foto: Statoil.
Overall costs
Totalkostnader
The high level of investments and exploration activity in recent years, combined with rising operating costs as new fields start to produce, resulted in record overall costs on the Norwegian continental shelf in 2014.
Høye investeringer og leteaktivitet de siste årene, i tillegg til økende driftskostnader ettersom nye felt settes i drift, medførte at totalkostnaden på norsk sokkel var rekordhøy i 2014.
The lower activity level and cost reductions in 2015/2016 resulted in a considerable reduction in overall costs, but the cost level remains historically high.
Et lavere aktivitetsnivå og reduksjon i kostnadsnivå i 2015/2016 bidro til et betydelig fall i totalkostnadene, men kostnadene er fortsatt høye historisk sett.
The figure below shows historical figures and cost forecasts for the Norwegian shelf for investments, field operation, concept studies and decommissioning and disposal after cessation of production.
Figuren under viser historiske tall og prognose for investeringer, driftskostnader, konseptstudier og nedstengnings- og disponeringskostnader på norsk sokkel.
In 2016, the overall costs were about NOK 233 billion.
I 2016 var samlede kostnader om lag 233 milliarder kroner.
Investments made up about 58% of this, operating costs 24%, and exploration costs just over 9%.
Av dette bestod rundt 58 prosent av investeringer, 24 prosent driftskostnader, mens letekostnader utgjorde 9 prosent.
Overall costs by category
Totalkostnader fordelt på kategori
Updated: 12.01.2017
Oppdatert: 12.01.2017
Historical figures for 2011-2016 and forecast for 2017-2021
Historiske tall for 2011-2016 og prognose for 2017-2021
Print illustration Download data Overall costs by category Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Totalkostnader fordelt på kategori Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Overall costs by category – Historical figures for 2011-2016 and forecast for 2017-2021
Totalkostnader fordelt på kategori – Historiske tall for 2011-2016 og prognose for 2017-2021
Exploration costs
Letekostnader
Exploration costs include costs related to seismic data acquisition to map potential petroleum deposits under the seabed and to drilling exploration wells.
Letekostnader er utgifter knyttet til innhenting av seismiske data for å kartlegge mulige petroleumsforekomster under havbunnen og boring av brønner for nærmere undersøkelse.
Exploration wells are divided into two types, wildcat wells and appraisal wells.
Det skilles mellom to typer letebrønner; undersøkelses- og avgrensningsbrønner.
Wildcat wells are drilled to find out whether there are hydrocarbons below the seabed.
Undersøkelsesbrønner bores for å se hvorvidt det finnes hydrokarboner under havbunnen.
When a discovery has been made, appraisal wells may be drilled to obtain more data about the size and extent of the discovery.
Når det gjøres funn, bores det ofte avgrensningsbrønner for å innhente mer informasjon om blant annet størrelsen og utbredelse.
In 2016, exploration costs on the Norwegian shelf totalled about NOK 22 billion.
For 2016 utgjorde letekostnadene på norsk sokkel om lag 22 milliarder kroner.
In all, 36 exploration wells were spudded, 28 of which were wildcat wells and the remaining eight appraisal wells.
Det ble påbegynt totalt 36 letebrønner, hvorav 28 var undersøkelsesbrønner og 8 var avgrensningsbrønner.
In 2015, 56 wells were spudded, and on average, 40 exploration wells have been drilled every year since 2000.
Til sammenligning ble det påbegynt 56 brønner i 2015 og i gjennomsnitt er det påbegynt 40 brønner per år siden 2000.
In 2016, exploration resulted in 18 discoveries, most of them small and near existing fields.
Letevirksomheten i 2016 resulterte i 18 funn som i hovedsak var små og feltnære.
Since exploration activity is closely related to oil prices, the level of activity is expected to be lower in the years ahead than it has been in recent years.
Som følge av at det er nær sammenheng mellom letevirksomhet og oljepris, antas det lavere leteaktivitet i årene som kommer enn det nivået vi har sett de siste årene.
Exploration costs and number of exploration wells
Letekostnader og antall letebrønner
Print illustration Download data Exploration costs and number of exploration wells Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Letekostnader og antall letebrønner Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Exploration costs and number of exploration wells – Historical figures for 2011-2016 and forecast for 2017-2021
Letekostnader og antall letebrønner – Historiske tall for 2011-2016 og prognose for 2017-2021
Investments
Investeringer
Major investments have been made in field development, transport infrastructure and onshore facilities in Norway.
Det er investert store summer i utbygging av felt, infrastruktur og landanlegg i Norge.
Substantial investments are also continuing in producing fields in order to improve recovery and extend the lifetime of the fields.
Samtidig gjøres det store investeringer på allerede eksisterende felt slik at utvinningen øker og levetiden til feltene forlenges.
This requires new wells, modification of existing facilities and new infrastructure.
Dette krever nye brønner, modifisering av innretninger og ny infrastruktur.
In 2016, investments excluding exploration totalled around NOK 135 billion.
For 2016 var investeringer, eksklusive letevirksomhet, på om lag 135 milliarder kroner.
Investments in the petroleum sector account for about ¼ of total investments in productive capital in Norway.
Investeringer i petroleumssektoren står for om lag ¼ av totale investeringer i produksjonskapital i Norge.
This is far more than for any other industry in Norway.
Det er ingen annen næring i Norge som kan måle seg med dette.
Even the smaller offshore projects are comparable to the largest industrial investments in mainland Norway.
Selv mindre prosjekter på kontinentalsokkelen kan sammenlignes med de største industrielle investeringene på fastlandet.
Investments in the petroleum sector account for about ¼ of total investments in productive capital in Norway
Investeringer i sektoren står for om lag ¼ av totale investeringer i produksjonskapital i Norge
Development activity on the Norwegian shelf has reached record levels in recent years.
De siste årene har utbyggingsaktiviteten på sokkelen vært rekordhøy.
However, many projects have now been completed or are nearing completion, and as a result, the investment level in 2016 and the forecasts for the next few years are lower than in the previous years.
Mange av prosjektene er nå sluttført eller i sluttfasen og dette bidrar til at investeringsnivået i 2016 og fremover er lavere enn nivået i de siste årene.
Two new fields, Goliat and Ivar Aasen, started production in 2016.
I løpet av 2016 er to nye felt satt i produksjon; Goliat og Ivar Aasen.
A further seven fields were under development at the end of the year.
Syv felt var under utbygging ved årsskiftet.
Five plans for new developments (PDOs) were submitted to the authorities during 2016.
Det ble levert fem utbyggingsplaner til myndighetene i løpet av 2016.
One PDO was approved by the authorities in 2016, for the development of Oseberg West Flank.
En plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent av myndighetene i 2016, utbyggingsplan for Oseberg Vestflanken.
Investments distributed on field status
Investeringer spesifisert på feltstatus
Print illustration Download data Investments distributed on field status Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Investeringer spesifisert på feltstatus Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Investments distributed on field status – Historical figures for 2011-2016 and forecast for 2017-2021
Investeringer spesifisert på feltstatus – Historiske tall for 2011-2016 og prognose for 2017-2021
Investments by main category
Investeringer fordelt på hovedkategorier
Print illustration Download data Investments by main category Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Investeringer fordelt på hovedkategorier Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Investments by main category – Historical figures for 2011-2016 and forecast for 2017-2021
Investeringer fordelt på hovedkategorier – Historiske tall for 2011-2016 og prognose for 2017-2021
Operating costs
Driftskostnader
The main types of operating costs on the Norwegian shelf are those related to the maintenance of platforms and wells and the costs of day-to-day operation of the facilities.
Kostnader knyttet til vedlikehold av plattformer og brønner, samt utgifter til daglig drift av innretninger, utgjør hovedstørrelsene i driftskostnadene på norsk sokkel.
These include labour costs for all personnel who are involved in running modifications and maintenance of machinery and other equipment.
Dette inkluderer også lønnskostnader til alle de arbeiderne som daglig utfører modifikasjoner og vedlikehold på maskiner og annet utstyr.
This work is essential if costly stoppages are to be avoided.
Dette arbeidet er viktig for å unngå kostbar stans i produksjon.
At the end of 2016, 80 fields on the Norwegian continental shelf were producing oil and gas, and the total operating costs for the year were about NOK 60 billion.
Ved utgangen av 2016 var det 80 felt i produksjon og samlede driftskostnader utgjorde vel 60 milliarder kroner.
The operating companies are engaged in efforts to reduce operating costs, but since more and more fields are coming on stream, the level of operating costs will remain stable and high in the years ahead.
Operatørene jobber kontinuerlig med å redusere driftskostnadene, men med stadig flere felt i produksjon vil driftskostnadene være på et høyt stabilt nivå fremover.
Operating costs distributed on field status
Driftskostnader spesifisert på feltstatus
Print illustration Download data Operating costs distributed on field status Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Driftskostnader spesifisert på feltstatus Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Operating costs distributed on field status – Historical figures for 2011-2016 and forecast for 2017-2021
Driftskostnader spesifisert på feltstatus – Historiske tall for 2011-2016 og prognose for 2017-2021
Operating costs by main category
Driftskostnader fordelt på hovedkategorier
Print illustration Download data Operating costs by main category Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Driftskostnader fordelt på hovedkategorier Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Operating costs by main category – Historical figures for 2011-2016 and forecast for 2017-2021
Driftskostnader fordelt på hovedkategorier – Historiske tall for 2011-2016 og prognose for 2017-2021
To get marketable products, the production from the reservoirs must be separated and treated.
For å få produkter som kan selges, må det som produseres fra reservoarene skilles og behandles.
This results in effective recovery of the oil, and the gas is stored for possible recovery in the future.
Dette gir effektiv utvinning av olje, samtidig som gassen lagres for en eventuell senere utvinning.
In 2016, Norway produced 230.6 million Sm³ o.e. of marketable petroleum.
I 2016 ble det produsert 230,6 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.).
Important reasons for this are higher production regularity of Norway's oil fields and new fields coming on stream.
Viktige årsaker til dette er høyere driftsregularitet på feltene og nye felt som kommer i produksjon.
Gas production remained high in 2016, at about the same level as in 2015.
Gassproduksjonen holdt seg høy i 2016, på om lag samme nivå som i 2015.
Gas sales totalled 115 billion Sm³ (40 MJ) in 2016.
Det ble solgt totalt 115 milliarder Sm³ gass (40 megajoule) i 2016.
The growing demand for natural gas in other parts of Europe is an important explanation for this rise.
En viktig årsak til salgsveksten er høyere etterspørsel etter gass fra Europa.
In 2016, natural gas accounted for just under 50% of total production by oil equivalents.
Produksjon av naturgass utgjorde i 2016 i underkant av 50 prosent av totalproduksjonen målt i oljeekvivalenter.
Historical production figures and production forecasts split by product type category are shown in the figure below.
Historisk produksjon fordelt på type produkt og prognose for de nærmeste fem årene er vist i figuren under.
The production profile of a typical oil field shows a rapid increase to a maximum production rate, then a stable period of high production (the plateau phase), followed by a gradual decline in production.
Et typisk oljefelt har et produksjonsforløp med rask oppbygging til maksimal produksjon, deretter en utflating over noen år (platå-produksjon) før produksjonen gradvis avtar.
Without further investments, oil production will decline rapidly, and even with considerable investment to improve recovery, it can be difficult to maintain production from a field.
Uten ytterligere investeringsaktivitet faller oljeproduksjonen raskt.