natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The process ensures that all relevant arguments for and against the project are known before a decision on development is taken
Prosessen sikrer at alle relevante argumenter og konsekvenser er kjent før avgjørelsen om utbygging tas
A PDO/PIO consists of a development plan and an impact assessment.
PUD/PAD består av en plan for utbyggingen og en konsekvensutredning.
The latter provides an overview of the likely impacts of the project on the environment, fisheries and society otherwise.
Konsekvensutredningen gir en oversikt over hvilke virkninger den aktuelle utbyggingen må antas å få for miljøet, fiskeriene og samfunnet for øvrig.
The report on the impact assessment is sent to all those who may be affected by the project so that they have an opportunity to put forward their views.
Utredningen sendes på høring til alle som kan berøres av utbyggingen, slik at disse får anledning til å gi uttrykk for sitt syn.
The process ensures that all relevant arguments for and against the project are known before a decision on development is taken, that the field developments approved are responsible, and that their impacts on other public interests are acceptable.
Prosessen sikrer at alle relevante argumenter er kjent før avgjørelsen om utbygging tas, og at utbyggingene som godkjennes er forsvarlige og har akseptable konsekvenser for andre samfunnsinteresser.
In special cases, the Ministry may exempt licensees from the requirement to submit a PDO/PIO.
I spesielle tilfeller kan departementet gi fritak for PUD/PAD.
The Ministry of Petroleum and Energy has drawn up guidelines for PDOs and PIOs, which explain the legislation further and detail what the authorities expect from developers.
Olje- og energidepartementet har utarbeidet en veiledning for plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD).
The guidelines are also available on the Norwegian Petroleum Directorate’s website.
Formålet med denne veilederen er å klargjøre både regelverk og myndighetenes forventninger til utbygger.
The development and operation phase is further regulated by Chapter 4 of the Petroleum Act and Chapter 4 of the Petroleum Regulations.
PUD- og PAD-veilederen, og andre veiledere, er offentlig tilgjengelig på Oljedirektoratets nettsider.
The suppply vessel Viking Queen is powered by LNG - picture taken from Edvard Grieg.
Utbyggings- og driftsfasen er nærmere regulert i petroleumslovens og petroleumsforskriftens kapittel 4.
Photo: Ministry of Petroleum and Energy
Foto: Olje- og energidepartementet
Cessation of petroleum activities
Avslutning av petroleumsvirksomhet
Requirement to submit a decommissioning plan
Krav om fremleggelse av en avslutningsplan
As a general rule, the Petroleum Act requires licensees to submit a decommissioning plan to the Ministry between two and five years before the production licence expires or is relinquished, or use of a petroleum installation will be terminated permanently.
Som hovedregel pålegger petroleumsloven rettighetshaverne å legge frem en avslutningsplan for departementet to til fem år før utvinningstillatelsen utløper eller blir oppgitt, eller bruken av en petroleumsinnretning opphører for godt.
A decommissioning plan consists of two parts: an impact assessment and plans for disposing of the installations.
Avslutningsplanen skal bestå av to deler: en konsekvensutredning og en disponeringsdel.
The impact assessment must provide an overview of the possible environmental and other impacts of the shut-down process.
Konsekvensutredningen skal gi en oversikt over både miljømessige og øvrige konsekvenser selve avslutningen av virksomheten kan få.
The disposal part must contain detailed plans for closing down operations and decommissioning installations in the best possible way.
Disponeringsdelen skal inneholde en detaljert plan for hvordan virksomheten kan avvikles på best mulig måte.
Cessation of petroleum activities and decommissioning are governed by Chapter 5 of the Petroleum Act and Chapter 6 of the Petroleum Regulations.
Avslutning av petroleumsvirksomhet og disponering av innretninger reguleres nærmere i petroleumslovens kapittel 5 og petroleumsforskriftens kapittel 6.
In addition, Norway is bound by international law and guidelines.
I tillegg til petroleumsloven vil Norge være bundet av folkerettslige traktater og retningslinjer.
In this context, Decision 98/3 under the OSPAR Convention is particularly important to the Norwegian authorities.
Av internasjonale avtaler er OSPAR-konvensjonen (beslutning 98/3) av særlig betydning for norske myndigheter.
The decision generally prohibits leaving disused offshore installations in place, with limited exceptions.
Her fastslås det blant annet at petroleumsinnretninger kun i begrenset grad kan etterlates etter endt bruk.
Health, safety and environment and prevention of pollution
Helse, miljø og sikkerhet og forebygging av forurensningsskade
The actors in the Norwegian petroleum industry are highly professional and take a very cautious approach, and there is broad-based tripartite cooperation between employers, trade unions and the state.
Norsk petroleumsvirksomhet kjennetegnes ved profesjonelle aktører med et høyt aktsomhetsnivå, samt et bredt anlagt trepartssamarbeid.
The Government’s ambition is for Norway’s petroleum industry to be a world leader in health, safety and environment work.
Det er en ambisjon at norsk petroleumsvirksomhet skal være ledende på helse, miljø og sikkerhet.
The legislation that has been adopted sets strict requirements as regards the responsibilities of individual enterprises for risk identification, risk reduction, preparedness and response.
Det er etablert et regelverk som stiller strenge krav til den enkelte virksomhets innsats når det gjelder risikoidentifikasjon, forebygging og beredskap.
Management of major accident risk is required to be an integral part of petroleum activities.
Styring av storulykkesrisiko skal være en integrert del av petroleumsaktiviteten.
The authorities and the parties in the industry have together developed a tool for measuring trends in risk levels in Norwegian petroleum activities, known as RNNP.
Myndighetene og partene i næringen har sammen utviklet et trendmålingsverktøy (Risikonivå i Norsk Petroleumsvirksomhet - RNNP) som gir et årlig bilde av risikoutviklingen i hele næringen.
The ambition is for Norway’s petroleum industry to be a world leader in health, safety and environment work
Det er en ambisjon at norsk petroleumsvirksomhet skal være ledende på helse, miljø og sikkerhet
Chapters 9 and 10 of the Petroleum Act and regulations under the Act govern safety requirements for the industry.
Petroleumslovens kapittel 9 og 10, med forskrifter, regulerer sikkerheten i petroleumsvirksomheten.
The black clay is a source rock, which means a deposit containing significant quantities of organic residue.
Den svarte leiren er en kildebergart, det vil si en avsetning som inneholder mye organisk materiale.
The clay was deposited around 150 million years ago at the bottom of a sea that covered much of present-day northwestern Europe.
Leiren ble avsatt for rundt 150 millioner år siden på bunnen av et hav som dekket mye av det som i dag er Nordvest-Europa.
Much of the seabed here was dead and stagnant, while the upper water layers were teeming with life.
Dette havet var spesielt, i og med at havbunnen var død og stagnerende, samtidig som det var fullt av liv i de øverste vannlagene.
As the microscopic phytoplankton died, they sank to the bottom and accumulated in large quantities in the oxygen-free sediments.
Store mengder mikroskopisk planteplankton døde og hopet seg opp i de oksygenfrie bunnsedimentene, for å bli begravet dypere etter hvert.
On the Norwegian continental shelf, the temperature rises by about 25 °C per kilometre of depth.
På norsk sokkel øker temperaturen med om lag 25 grader per kilometer dyp.
After more than a hundred million years of erosion and sedimentation, the source rock may be buried under several kilometres of clay and sand deposits.
Etter mer enn hundre millioner år med erosjon og avleiring kan det ligge et flere kilometer tykt lag av leire og sand over kildebergarten.
Oil is generated when the kerogen temperature reaches 60-120 °C; at higher temperatures, it is mainly gas that is generated.
Når temperaturen på kerogenet når 60-120 grader blir det dannet olje, og over denne temperaturen hovedsakelig gass.
As oil and gas form, they seep out of the source rock.
Etter hvert som det blir dannet olje og gass, siver dette ut av kildebergarten.
Because hydrocarbons are lighter than water, the oil and gas migrate upwards in porous water-bearing rock.
Fordi hydrokarboner er lettere enn vann, vil oljen og gassen bevege seg oppover i en porøs bergart som inneholder vann.
Oil and gas migration takes thousands of years, and may extend over tens of kilometres until it is stopped by impermeable layers of rock, or the oil or gas leaks out into the sea.
Denne vandringen (migrasjonen) skjer gjennom mange tusen år og kan strekke seg over flere mil, helt til den blir stoppet av tette lag eller lekker ut i havet.
Reservoir rocks are porous and always saturated with water, oil and gas in various combinations.
Reservoarbergarter er porøse og alltid mettet med ulike blandingsforhold av vann, olje og gass.
Most of Norway’s petroleum resources are trapped in reservoir rocks deposited in large deltas formed by rivers that ran into the sea during the Jurassic Period.
Mesteparten av petroleumsressursene våre er fanget i reservoarbergarter som er avsatt i store delta laget av elver som rant ut i havet i juratiden.
The main reservoirs of the Gullfaks, Oseberg and Statfjord fields are in the large Brent delta that formed in the Jurassic.
Hovedreservoaret på blant annet Gullfaks, Oseberg og Statfjord ligger i det store Brent-deltaet fra juratiden.
There are also large reservoirs in sand that was deposited on alluvial plains during the Triassic Period (the Snorre field), in shallow seas in the Late Jurassic (the Troll field) and as subsea fans during the Paleogene Period (the Balder field).
Store reservoar finnes også i sand som ble avsatt på elvesletter i triastiden (Snorre), i grunt hav i sen juratid (Troll) og som undersjøiske vifter i paleogentiden (Balder).
The geological timeline
Den geologiske tidsskalaen
Mudrocks and other impermeable deposits influence migration routes from the source rock to the reservoir.
Tette avsetninger, som for eksempel leirstein, påvirker migrasjonsveiene fra kildebergarten til reservoaret.
In addition, impermeable rock has to be present to stop petroleum escaping from reservoir rock.
Disse er også helt avgjørende for å holde petroleum på plass i reservoaret over lang tid.
Impermeable rock that forms a seal over reservoir rocks is called cap rock.
Tette avsetninger som ligger som et lokk over reservoarbergarter, kalles takbergarter.
In addition, the configuration of the reservoir rocks must be such that the oil collects in a trap.
I tillegg må reservoaret ha en form som gjør at oljen samler seg; en såkalt felle.
If there is a suitable combination of source rock, reservoir rock, cap rock and a trap in an area, recoverable oil and gas deposits may be discovered there.
Når et område inneholder både kildebergart, reservoarbergart, takbergart og felle, er forutsetningene der for å kunne finne olje og gass som kan produseres.
Illustration of how oil and gas reservoirs are formed
Illustrasjon av hvordan olje- og gassreservoarer dannes
The illustrated elements have to be in place in order to find producible oil and gas reservoirs (Illustration: The Norwegian Petroleum Directorate)
Alle elementene som er illustrert må være tilstede for å kunne finne olje og gass som kan produseres (Illustrasjon: Oljedirektoratet)
Illustration: The Norwegian Petroleum Directorate
Illustrasjon: Oljedirektoratet
The main classifications are reserves, contingent resources and unproven resources.
Hovedklassene er reserver, betingede ressurser og uoppdagede ressurser.
What has been produced, sold and delivered is the aggregate production.
Det som er produsert, solgt og levert utgjør den aggregerte produksjon.
Total resources
Totale ressurser
The Norwegian Petroleum Directorate’s basic estimate for total proven and unproven petroleum resources on the Norwegian continental shelf is about 14.3 billion standard cubic metres of oil equivalents (Sm3 o.e.).
Oljedirektoratets basisestimat for totale oppdagede og uoppdagede petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel er om lag 14,3 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3 o.e.).
Of this, 6.9 billion, or 48 per cent, have been sold and delivered.
Av dette er 6,9 milliarder, eller 48 prosent, solgt og levert.
It is expected that 7.4 billion Sm3 o.e. are left to produce.
Det forventes at 7,4 milliarder Sm3 o.e. gjenstår å produsere.
Of this, 4.6 billion Sm3 o.e. are proven resources.
Av dette er 4,6 milliarder påviste ressurser.
The estimate for unproven resources is 2.9 billion Sm3 o.e.
Estimatet for uoppdagede ressurser er 2,9 milliarder Sm3 o.e.
Unproven resources constitute about 39 per cent of the total remaining resources.
Uoppdagede ressurser utgjør om lag 39 prosent av totale gjenværende ressurser.
Download all resource account tables per 31.12.2016.
Last ned alle tabeller tilhørende ressursregnskapet for norsk sokkel per 31.12.2016.
Petroleum resources and uncertainty in the estimates per 31.12.2016
Petroleumsressurser og usikkerhet i estimatene per 31.12.2016
The figures in each column show expected recoverable volumes and the uncertainty in the estimate is shown in the slanted line; low estimate on the left, high estimate on the right (Source: The Norwegian Petroleum Directorate)
Tallet i hver søyle viser forventet utvinnbar petroleum, mens den skrå linjen viser usikkerheten i estimatene; lavt estimat til venstre og høyt estimat til høyre (Kilde: Oljedirektoratet)
Original recoverable petroleum resources on the Norwegian continental shelf as of 31.12.2016
Totale petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel per 31.12.2016
Oil, condensate and sum oil equivalents are measured in million standard cubic meters.
Olje, kondensat og sum oljeekvivalenter måles i millioner standard kubikkmeter.
NGL is measured in million tonnes and gas is measured in billion standard cubic meters.
NGL måles i millioner tonn, og gass måles i milliarder standard kubikkmeter.
Print table Download data Original recoverable petroleum resources on the Norwegian continental shelf as of 31.12.2016
Skriv ut tabell Last ned grunnlag Totale petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel per 31.12.2016
Original recoverable petroleum resources on the Norwegian continental shelf as of 31.12.2016 – Oil, condensate and sum oil equivalents are measured in million standard cubic meters.
Totale petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel per 31.12.2016 – Olje, kondensat og sum oljeekvivalenter måles i millioner standard kubikkmeter.
What is produced on the Norwegian shelf?
Hva produseres på norsk sokkel?
The production (well stream) from different reservoirs contains oil, gas and water in various combinations.
Det som produseres (brønnstrømmen) fra reservoaret består av olje, gass og vann i ulike blandinger.
To get marketable products, the production from the reservois must be separated and treated.
For å få produkter som kan selges, må det som produseres fra reservoarene skilles og behandles.
Wet gas, or NGL (Natural Gas Liquids) as often referred to, consists of a mixure of heavier gases such as ethane, propane and butane.
Våtgass, eller NGL (Natural Gas Liquids) som det ofte omtales, består av en blanding av tyngre gasser (i hovedsak etan, propan og butan).
Reserves
Reserver
Reserves are remaining recoverable petroleum volumes, where a production decision has been made.
Reserver er gjenværende utvinnbare petroleumsmengder som er besluttet å utvinne.
This includes both resources where the authorities have approved a Plan for Development and Operation (PDO) and the resources that the licensees (companies in the production licence) have decided to produce, but where they do not yet have the required permits from the authorities.
Dette omfatter både ressurser der myndighetene har godkjent Plan for utbygging og drift (PUD) og de ressursene rettighetshaverne (selskapene i utvinningstillatelsen) har besluttet å produsere, men som ennå ikke har nødvendig myndighetstillatelse.
At the end of the year, reserves amounted to 3 009 million Sm3 o.e.
Gjenværende reserver utgjorde ved årsskiftet 3 009 millioner Sm3 o.e.
Of this, the gas reserves constitute 60 per cent.
Gassreservene utgjør 60 prosent.
Gross reserves, or the licensees’ estimates before production is deducted, increased by 113 million Sm3 o.e.
Brutto reservene eller rettighetshavernes anslag før produksjonen er trukket fra, økte med 113 millioner Sm3 o.e.
Production in 2016 was 233 million Sm3 o.e.
Produksjonen i 2016 var på 233 millioner Sm3 o.e.
This resulted in a reduction in the reserves of 119 million Sm3 o.e., or about 4 per cent, in 2016.
Dette resulterte i at gjenværende reserver ble redusert med 119 millioner Sm3 o.e. eller om lag fire prosent i 2016.
Troll A platform.
Troll A-plattformen.
Contingent resources
Betingede ressurser
Contingent resources comprise proven oil and gas for which a production decision has not yet been made.
Betingede (avhengige) ressurser omfatter påvist olje og gass som det ennå ikke er vedtatt å produsere.
Petroleum volumes in potential improved recovery projects are included in this category.
RK 7A som omfatter petroleumsmengder i mulige prosjekt for økt utvinning er inkludert i denne ressursklassen.
At year-end, contingent resources amounted to 1 542 million Sm3 o.e.
Betingede ressurser utgjorde ved årsskiftet 1 542 millioner Sm3 o.e.
Resources that are not considered commercial are not included in the accounts.
Ressurser som ikke vurderes kommersielt utvinnbare, er ikke med i regnskapet.
Every year, a portion of the contingent resources are matured and moved to the reserves category.
Hvert år vil en del av de betingede ressursene modnes og flyttes over til kategorien reserver etter hvert som selskapene beslutter at ressursene skal utvinnes.
The growth in the contingent resources category comes from exploration activity.
Tilveksten i kategorien betingede ressurser kommer fra letevirksomheten.
In 2016, the exploration activity resulted in a resource growth estimated at 57 million Sm3 o.e.
Letevirksomheten ga i 2016 en ressurstilvekst estimert til 57 millioner Sm3 o.e.
Thirty-six exploration wells were started, and 18 discoveries were made: two in the Barents Sea, two in the Norwegian Sea and 14 in the North Sea.
Det ble påbegynt 36 letebrønner, og det ble gjort 18 funn; to i Barentshavet, to i Norskehavet og 14 i Nordsjøen.
Many of the discoveries have not been fully evaluated, and the estimates are therefore highly uncertain.
Mange av funnene er ikke ferdig evaluert, og estimatene er derfor svært usikre.
Contingent resources in fields constitute 845 million Sm3 o.e. or 19 per cent of the remaining proven resources.
Betingede ressurser i felt utgjør 845 millioner Sm3 o.e. eller 19 prosent av de gjenværende påviste ressursene.
In 2016, there was an increase of 35 million Sm3 o.e. in relation to the accounts in 2015.
I løpet av 2016 har det vært en økning på 35 millioner Sm3 o.e. i forhold til fjorårets regnskap.
The increase can be explained through maturing of projects on the fields and new improved recovery projects.
Økningen kan forklares med modning av prosjekter på feltene samt initiering av nye prosjekt for økt utvinning.
Undiscovered resources
Uoppdagede ressurser
Unproven resources comprises oil and gas that probably exists and can be produced, but that have not yet been proven through drilling.
Uoppdagede ressurser omfatter olje og gass som trolig finnes og kan utvinnes, men som ennå ikke er påvist ved boring.
Unproven resources were estimated at 2 870 million Sm3 o.e.
Volumet for de uoppdagede ressursene er estimert til 2 870 millioner Sm3 o.e.
This is a reduction of 50 million Sm3 o.e. compared with the resource accounts for 2015 and almost matches the volume proven in new discoveries in 2016.
Dette er en reduksjon på 50 millioner Sm3 o.e. sammenlignet med ressursregnskapet for 2015 og tilsvarer om lag mengden som ble påvist i nye funn i 2016.
Unproven resources constitute about 39 per cent of the total resources that remain on the Norwegian shelf.
Uoppdagede ressurser utgjør om lag 39 prosent av de totale gjenværende ressursene på norsk sokkel.
The next update of the estimate for resources that have not been proven will arrive in 2017.
Neste oppdatering av ressursanslaget for de uoppdagede ressursene er i 2017.
The classification system used by the Norwegian Petroleum Directorate is an important tool for maintaining an overview of the volume of petroleum on the Norwegian shelf.
Oljedirektoratets klassifiseringssystem er et viktig virkemiddel for å holde oversikt over petroleumsmengdene på norsk sokkel.
Only recoverable petroleum resources are classified, and the system has been developed in order to follow changes in the resource base by following discoveries, fields and projects through various phases.
Kun utvinnbare petroleumsressurser klassifiseres, og systemet er bygget opp for å kunne følge utviklingen i ressursbasen på en best mulig måte ved at funn, felt og prosjekter skal kunne følges gjennom de ulike fasene.
The system classifies the petroleum resources in the different projects according to their maturity.
Systemet klassifiserer derfor petroleumsmengdene i de enkelte prosjektene etter modenhet.
The Norwegian Petroleum Directorate's resource classification
Oljedirektoratets ressursklassifisering
The resources are classified according to their maturity with regard to development and production.
Systemet klassifiserer petroleumsmengdene i funn, felt og prosjekter etter modenhet hva angår utvikling, utbygging og produksjon.
Resources is a collective term for all recoverable volumes of petroleum, and reserves are a particular type of resources.
Alle utvinnbare petroleumsmengder kalles ressurser, og reserver er en særlig gruppe av ressurser.
Historic production means all the oil and gas that has been produced, sold and delivered.
Det som er produsert, solgt og levert utgjør historisk produksjon.
This class also includes resources in projects to improve recovery, and resources that are unlikely to be produced.
Denne klassen omfatter også prosjekt for økt utvinningen fra feltene og ressurser hvor utvinning er lite sannsynlig.
The letters F and A are used to distinguish between development of new discoveries and deposits (F) and measures leading to improved recovery of petroleum from a deposit (A).
Bokstavene F og A benyttes, for å skille mellom utbygging av funn og forekomster (F), og tiltak for å øke utvinningen fra en forekomst (A).
F stands for "first” and A for “additional”.
F står for «first» og A for «additional».
Contingent resources are classified in resource class 4 to 7.
Betingede ressurser utgjør ressursklasse 4 til 7.
Undiscovered resources are estimated quantities of oil and gas that are probably present but that have not yet been proven by drilling.
Uoppdagede ressurser er produserbar olje og gass som er antatt å kunne finnes, men som ennå ikke er påvist ved boring.
These are classified in resource class 8 and 9.
Dette utgjør ressursklasse 8 og 9.
Link to NPD's resource classification system
Lenke til Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystemet
The North Sea also has the largest volume of remaining resources, with about 51 per cent.
Det er også Nordsjøen som har mest gjenværende ressurser med om lag 51 prosent av totale gjenværende.
Remaining petroleum resources per sea area as of 31 December 2016
Gjenværende petroleumsressurser fordelt på havområde per 31. desember 2016
In million standard cubic metres oe.
I millioner standard kubikkmeter o.e.
Print illustration Download data Remaining petroleum resources per sea area as of 31 December 2016 Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Gjenværende petroleumsressurser fordelt på havområde per 31. desember 2016 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Remaining petroleum resources per sea area as of 31 December 2016 – In million standard cubic metres oe.
Gjenværende petroleumsressurser fordelt på havområde per 31. desember 2016 – I millioner standard kubikkmeter o.e.