natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Access to the system and tariffs for its use are therefore regulated by the authorities through chapter 9 in the "Regulations to Act relating to petroleum activities" and the "Regulations relating to the stipulation of tariffs etc. for certain facilities".
Derfor blir både tilgang til og tariffer for bruk av kapasitet, regulert av myndighetene gjennom kapittel 9 i "Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet" og "Forskrift om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger".
To promote sound resource management, the tariffs are set such that returns from oil and gas production are mainly derived from the producing fields, while at the same time providing a reasonable return on investment for the infrastructure owners.
For å fremme god ressursforvaltning blir tariffene fastsatt slik at fortjenesten fra olje- og gassutvinning blir tatt ut på feltene, samtidig som eierne av infrastrukturen får en rimelig avkastning på investeringene.
To provide flexibility, the users are allowed to exchange transport rights if their needs change.
For å gi selskapene fleksibilitet, kan transportrettighetene bli overdratt mellom brukere når behovene endrer seg.
Pipelaying on the Ekofisk field
Rørlegging på Ekofiskfeltet
Photo: Kjetil Alsvik - ConocoPhillips
Foto: Kjetil Alsvik - ConocoPhillips
In 2016, oil production increased from the previous year for the third time since 2001.
I 2016 økte oljeproduksjonen fra foregående år for tredje gang siden 2001.
In recent years, activity on the Norwegian shelf has reached high levels.
De siste årene har det vært høy aktivitet på sokkelen.
Many new discoveries were approved for development, and several ongoing field development projects are now close to completion.
Mange nye funn er besluttet bygget ut, og mange pågående feltutbygginger er i sluttfasen.
In addition, large investments have been made in producing fields in order to improve recovery.
Samtidig har det vært gjort store investeringer på felt i drift i den hensikt å øke ressursutnyttelsen i feltene.
Production levels
Produksjon
For the next 10 years, production on the Norwegian shelf is expected to remain relatively stable, as production from new fields that come on stream will compensate for the decline in production from already producing fields.
De nærmeste ti årene er det ventet at produksjonen på norsk sokkel vil være relativt stabil, ved at produksjonsnedgangen i produserende felt kompenseres av nye felt som kommer i drift.
It is expected that the ratio between produced gas and liquids (saleable oil, NGL and condensate) will remain roughly equal in the next few years.
Forholdet mellom produksjon av gass og væske (salgbar olje, NGL og kondensat) er ventet å holde seg noenlunde jevnt de nærmeste årene.
In the longer term, the number and size of new discoveries will be of crucial importance to the production level.
På lengre sikt er antallet og størrelsen på nye funn avgjørende for produksjonsnivået.
In the longer term, the number and size of new discoveries will be of crucial importance to the production level
På lengre sikt er antallet og størrelsen på nye funn avgjørende for produksjonsnivået
At the end of 2016, 80 fields on the Norwegian shelf were in production.
Ved årsskiftet 2016/2017 var 80 felt i produksjon.
Several of the aging fields still have substantial remaining reserves.
Mange av de gamle feltene har fortsatt store gjenværende reserver.
Moreover, the resource base for existing facilities increases when small neighbouring discoveries are tied in to the existing infrastructure.
Ressursgrunnlaget for eksisterende innretninger øker også ved at små omkringliggende funn blir tilknyttet disse.
The activity level on producing fields will remain high in the years ahead, and these fields will account for the bulk of production in the near future.
Aktiviteten på eksisterende felt vil være høy fremover, og disse vil stå for mesteparten av produksjonen de nærmeste årene.
It is also possible to increase recovery from many of these fields beyond current plans.
Det er også mulig å øke utvinningen på mange av feltene utover det som er planlagt i dag.
About 150 projects are currently being assessed to improve recovery from existing fields.
Det er i dag om lag 150 prosjekt under vurdering for å øke utvinningen på eksisterende felt.
It is important for the licensees to find profitable ways of improving recovery and making operations more efficient on existing fields.
Det er viktig at rettighetshaverne finner lønnsomme måter å øke utvinningen og effektivisere driften på eksisterende felt.
In addition, existing and new commercially viable discoveries need to be tied in to existing infrastructure to utilise the production and transport capacity in mature areas in the years ahead.
Samtidig må eksisterende og nye drivverdige funn knyttes til eksisterende infrastruktur for å utnytte produksjons- og transportkapasiteten i modne områder framover.
See resource management in mature areas for more detailed information.
Se artikkel om effektiv ressursutnyttelse i modne områder for mer informasjon.
With a high number of fields in production and several new fields coming on stream in the next few years, production is expected to remain relatively stable in the years ahead.
Med et høyt antall felt i drift og flere nye felt som kommer i produksjon de nærmeste årene, er det ventet at produksjonen fremover vil være relativt stabil.
See article about production for more detailed information.
Se artikkel om olje- og gassproduksjon på norsk sokkel for mer detaljert informasjon.
Ongoing field developments
Pågående feltutbygginger
In 2016, the fields Goliat and Ivar Aasen started their production.
I 2016 ble feltene Goliat og Ivar Aasen satt i produksjon.
At the end of the year, seven fields were under development: five in the North Sea and two in the Norwegian Sea.
Samtidig var sju andre felt under utbygging på norsk sokkel; fem i Nordsjøen og to i Norskehavet.
In addition, there are about 80 discoveries that could be, or are being, considered for development.
Videre er det om lag 80 funn som blir, eller kan bli, vurdert bygget ut.
Most of them are small and will be developed as satellites to existing fields.
De fleste av disse er små, og vil bygges ut som satellitt-felt til eksisterende felt.
Stand-alone developments are planned for the largest discoveries, but a number of smaller discoveries could build new infrastructure through collaborated development solutions.
Selvstendige utbyggingsløsninger planlegges for de største funnene, men også flere mindre funn kan etablere ny infrastruktur gjennom samordnede utbyggingsløsninger.
In recent years, there has been significant activity on the Norwegian shelf
De siste årene har det vært høy aktivitet på norsk sokkel
In 2016, the authorities approved one plan for development and operation (PDO), for Oseberg Vestflanken in the North Sea.
I 2016 godkjente myndighetene én plan for utbygging og drift (PUD) for Oseberg Vestflanken i Nordsjøen.
The table below shows the estimated reserves in fields under development.
Tabellen under viser estimerte reserver i felt som er under utbygging.
Reserves in fields under development
Reserver i felt under utbygging
All volumes in million Sm3 o.e.
Måleenheten er i millioner Sm³ o.e.
Print table Download data Reserves in fields under development
Skriv ut tabell Last ned grunnlag Reserver i felt under utbygging
Reserves in fields under development – All volumes in million Sm3 o.e.
Reserver i felt under utbygging – Måleenheten er i millioner Sm³ o.e.
GOLIAT'S ARRIVAL AT HAMMERFEST, APRIL 2015
Goliat ankommer Hammerfest
Source: Eni Norge
Kilde: Eni Norge
GOLIAT'S ARRIVAL AT HAMMERFEST, APRIL 2015 | Source: Eni Norge
Goliat ankommer Hammerfest | Kilde: Eni Norge
The Johan Sverdrup field
Johan Sverdrup-feltet
The largest single project on the Norwegian shelf is the development of the Johan Sverdrup field, which is located on the Utsira High in the North Sea.
Det største enkeltprosjektet under utbygging på norsk sokkel er Johan Sverdrup, som ligger på Utsirahøgda i Nordsjøen.
This is the fifth largest oil discovery ever made on the Norwegian shelf.
Dette er det femte største oljefunnet som er gjort på norsk sokkel.
It is expected that the field will account for over 30 per cent of the Norwegian oil production by the mid-2020s.
Det er ventet at Johan Sverdrup-feltet vil stå for over 30 prosent av norsk oljeproduksjon midt på 2020-tallet.
Other significant discoveries have also been made in the same area.
Samtidig er det gjort andre, vesentlige funn i samme område.
The Gina Krog field is under development.
Gina Krog-feltet er nå under utbygging.
Edvard Grieg and Ivar Aasen started production late 2015 and late 2016, respectively.
Edvard Grieg og Ivar Aasen startet produksjonen i henholdsvis siste kvartal 2015 og 2016.
Johan Sverdrup-field
Johan Sverdrup-feltet
When Johan Sverdrup was proven in 2010, it was the largest discovery made on the Norwegian shelf for 30 years.
Da Johan Sverdrup ble påvist i 2010, var dette det største funnet gjort på norsk sokkel på 30 år.
The field is estimated to contain between 2 and 3 billion barrels of oil and the production isexpected to last for 50 years.
Det er anslått å inneholde mellom to og tre milliarder fat olje og produksjonen er ventet å vare i 50 år.
By the mid-2020s – when the field is expected to reach its peak production level – Johan Sverdrup will account for more than 30 per cent of the Norwegian oil production.
Det er ventet at produksjonen vil være på sitt høyeste nivå midt på 2020-tallet, og kan da stå for over 30 prosent av norsk oljeproduksjon.
Johan Sverdrup covers an area of about 200 km2, about half the size of the city of Oslo.
Johan Sverdrup er om lag 200 kvadratkilometer i geografisk utstrekning, noe som er omtrent halvparten av størrelsen på Oslo by.
The discovery was made in an area that has been regularly explored since the mid-1960s.
Funnet ble gjort i et område hvor det har vært jevnlig leting siden midten av 1960-tallet.
Earlier exploration wells missed the deposit by only a few metres.
Tidligere boringer har bommet på strukturen med bare få meter.
This shows that there can still be large undiscovered resources in mature areas on the Norwegian shelf.
Dette viser at det fremdeles kan være store uoppdagede ressurser i modne områder på norsk sokkel.
The field will be developed in several phases.
Feltet skal bygges ut i flere trinn.
In addition, three subsea templates are to be constructed for water injection.
I tillegg skal det bygges tre havbunnsrammer for injeksjon av vann.
The living quarter will accommode up to 560 people.
Boligplattformen skal ha sengeplass for opptil 560 personer.
The authorities approved the plan for development and operation (PDO) for the first phase in august 2015.
Utbygging av første trinn ble godkjent av myndighetene i august 2015.
Production start-up is scheduled for late 2019.
Produksjonsstart for første trinn er ventet sent i 2019.
The licensees are working on the second phase of the development, and a PDO for this phase is expected to be submitted in late 2018.
Rettighetshaverne arbeider nå med utviklingen av neste byggetrinn, og PUD for dette trinnet planlegges levert sent 2018.
The Johan Sverdrup field is located on the Utsira High, together with the fields Ivar Aasen, Gina Krog and Edvard Grieg.
Johan Sverdrup-feltet ligger på Utsirahøgda, sammen med feltene Ivar Aasen, Gina Krog og Edvard Grieg.
A joint area solution for supplying power from shore to these fields is to be established.
En felles områdeløsning med kraftforsyning fra land skal etableres for alle disse feltene.
This arrangement will be in place by 2022 at the latest.
Den skal være på plass senest i 2022.
Building the Johan Sverdrup field (Source: Statoil ASA)
Bygging av Johan Sverdrup-feltet (Kilde: Statoil ASA)
The discovery of Johan Sverdrup shows that the mature areas on the Norwegian shelf can still contain significant undiscovered resources of high economic value.
Funnet av blant annet Johan Sverdrup viser at modne områder på norsk sokkel kan inneholde store, uoppdagede ressurser, med høy økonomisk verdi.
This has helped to maintain a high level of interest in the “Awards in Predefined Areas” (APA) licensing rounds.
Dette har bidratt til at interessen for konsesjonsrundene i modne områder, "tildeling i forhåndsdefinerte områder" (TFO), er høy.
In total, 29 companies were offered ownership interests in at least one production licence, and 17 of these were offered operatorships.
29 selskaper har fått tilbud om andeler i minst en utvinningstillatelse, og 17 har fått tilbud om operatørskap.
By the mid-2020s, the Sverdrup field will account for 30 per cent of Norwegian oil production
Midt på 2020-tallet er det ventet at Johan Sverdrup-feltet vil stå for over 30 prosent av norsk oljeproduksjon
Over the next few years, investment costs will decrease slightly from the levels we have seen in recent years.
På kort sikt vil investeringskostnadene gå noe ned sammenlignet med nivået de siste årene.
Excluding exploration, investment costs are expected to total around NOK 115-125 billion per year until 2021.
Ser en bort fra leting, vil investeringskostnadene være om lag 115-125 milliarder kroner årlig fram mot 2021.
Investments related to the development of the Johan Sverdrup field will contribute to maintaining the investment level in new fields for the coming years.
Investeringer knyttet til Johan Sverdrup-feltet vil bidra til å holde investeringene i nye felt oppe de nærmeste årene.
See article about investments for more detailed information.
Se artikkel om investeringer for mer detaljert informasjon.
In addition to existing fields, a number of new fields will come on stream.
I tillegg til eksisterende felt vil en rekke nye felt komme i produksjon.
Production is expected to remain relatively stable in the years ahead.
Produksjonen er ventet å være relativt stabil framover.
After a significant decline in investments, this trend is predicted to reverse.
Etter en betydelig nedgang i investeringene er denne trenden ventet å snu.
New projects on producing fields and investments related to new field developments will contribute to this.
Nye prosjekter på felt i drift og investeringer knyttet til nye feltutbygginger vil bidra til dette.
In addition, there will be a high level of exploration activity in new, interesting areas.
Samtidig blir det mye letevirksomhet i nye, interessante områder.
New commercially viable discoveries are necessary to ensure the continuation of regular activities in the decades ahead.
For å sikre jevn aktivitet på lang sikt er en avhengig av at det jevnlig gjøres nye, drivverdige funn.
This means that the level of exploration activity must be maintained.
Dette krever at leteaktiviteten opprettholdes.
The petroleum industry will continue to be Norway’s largest and most important industry for the foreseeable future.
Petroleumsvirksomheten vil også i overskuelig framtid være Norges største og viktigste næring.
Major investments are being made to improve recovery from fields in production on the Norwegian shelf.
Det gjøres store investeringer for å øke utvinningen fra feltene som er i produksjon på norsk sokkel.
This, combined with favourable geological conditions, means that the recovery rate on the Norwegian shelf is high compared with rates in other petroleum provinces.
I tillegg til geologiske forutsetninger bidrar dette til at utvinningsgraden på norsk sokkel er høy sammenliknet med mange andre petroleumsprovinser.
Moreover, new satellite discoveries are being tied in to infrastructure on existing fields, ensuring that the infrastructure is used efficiently and that the lifetime of the fields can be extended.
I tillegg knyttes nye, omkringliggende funn til de eksisterende feltene.
When operations have been closed down, the area must be cleared and the installations disposed of (made safe in place or removed).
Når virksomheten avsluttes, skal innretningene i hovedsak disponeres og området ryddes.
Improved recovery
Økt utvinning
The average oil recovery rate for oil fields on the Norwegian shelf is currently about 47 %, and the aim is to increase this further.
I dag er gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje fra oljefelt på norsk sokkel om lag 47 prosent, og det er en målsetting at utvinningsgraden skal økes ytterligere.
An increase of only one percentage point in the average recovery rate from the 25 biggest producing oil fields equals about NOK 60 billion in sales revenues (based on 50 USD/boe and 8 NOK/USD).
En økning på ett prosentpoeng i utvinningsgrad på de 25 største oljefeltene i produksjon tilsvarer en brutto salgsverdi på nærmere 60 milliarder kroner i brutto salgsinntekter (basert på 50 USD/fat og 8 NOK/USD).
However, this would require considerable effort and new investment decisions by the licensees.
Dette er imidlertid volumer som vil kreve betydelig innsats og nye investeringsbeslutninger fra rettighetshaverne i feltene for å få bygget ut.
Distribution of oil reserves and resources for the largest oil fields as of 31 December 2016
Fordeling av oljereserver og -ressurser for de største oljefeltene per 31. desember 2016
Print illustration Download data Distribution of oil reserves and resources for the largest oil fields as of 31 December 2016 Download PDF Download as image (PNG)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Fordeling av oljereserver og -ressurser for de største oljefeltene per 31. desember 2016 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
The process of ensuring the highest possible recovery rate from a field starts when development is being planned and the facilities are being designed.
Arbeidet med å sikre høyest mulig utvinning fra et felt starter når utbygging av feltene planlegges og innretningene designes.
Most oil fields on the Norwegian shelf incorporate pressure support in the form of water and/or gas injection from the time they come on stream.
De fleste oljefeltene på sokkelen har trykkstøtte ved injeksjon av vann og/eller gass allerede fra produksjonsstart.
Constant improvements in technology for and knowledge about reservoir monitoring are making it possible to design better recovery strategies for the fields.
Stadig bedre teknologi og kunnskap om reservoar-overvåkning bidrar til å gjøre utvinningsstrategiene i feltene bedre.
Systematic data acquisition and use of production and reservoir data increase understanding of reservoir properties throughout the production phase.
Gjennom systematisk datainnsamling og bruk av produksjons- og reservoardata øker også forståelsen av reservoarets egenskaper gjennom hele produksjonsfasen.
An improved understanding of where oil and gas are located and their flow paths makes it possible to place wells more effectively.
Bedre forståelse av hvor oljen og gassen befinner seg og hvordan den strømmer er viktig for å plassere brønner bedre.
As new drilling targets are identified in this way, additional wells need to be drilled.
På denne måten identifiseres stadig nye boremål.
The steady improvement in understanding of reservoir properties throughout the production phase tends to result in considerable differences between the production forecast used in the original plan for development and operation (PDO) for a field and the volumes actually produced.
Ettersom forståelsen av reservoarets egenskaper øker gjennom hele produksjonsfasen, bidrar dette normalt sett til store forskjeller mellom produksjonsprognosen som lå til grunn i den opprinnelige planen for utbygging og drift (PUD) og hva som faktisk blir produsert.
The figure below shows the differences for selected fields on the Norwegian shelf.
Dette er vist i figuren under for et utvalg av felt på norsk sokkel.
Extended lifetime - production trends for Ekofisk, Varg, Oseberg and Ula
Produksjonsutvikling for Ekofisk, Varg, Oseberg og Ula
The amount of oil that can be produced from a field is a function of factors including reservoir conditions, the development solution chosen, the production strategy and the available technology.
Hvor mye olje som kan produseres fra et felt, er en funksjon blant annet av reservoarforhold, utbyggingsløsninger, produksjonsstrategi og tilgjengelig teknologi.
It may be possible to extract oil not included in current production plans by using improved recovery methods.
Oljen som ikke er omfattet av dagens produksjonsplaner, kan gi et grunnlag for tiltak for økt utvinning.
This oil can be divided into two categories – mobile and immobile.
Denne oljen deles inn i to kategorier, mobil og immobil olje.
Mobile oil can in principle be recovered using conventional production wells and techniques, by drilling additional wells and increasing the duration of water and/or gas injection.
Den mobile oljen er i prinsippet bevegelig med dagens produksjonsbrønner og produksjonsmetode, og kan utvinnes ved hjelp av flere brønner og mer langvarig bruk av vann- og/eller gassinjeksjon.
Immobile oil adheres to the pore walls in the reservoir, and cannot be forced out of the pores and produced by water or gas injection.
Immobil olje er olje som henger fast på poreveggen i reservoaret og som ikke kan presses ut av porene og produseres ved injeksjon av (mer) vann eller gass.
Third-party access and development of discoveries near existing infrastructure
Tredjepartsadgang og utbygging av funn nær eksisterende infrastruktur
According the the National Accounts, more than NOK 4 000 billion at the current monetary value has been invested on the Norwegian continental shelf.
Ifølge tall fra nasjonalregnskapet så er det investert i overkant av 4000 milliarder kroner på norsk sokkel målt i dagens kroneverdi.
The infrastructure financed by these investments is used to produce and transport oil and gas and can also be used to produce further resources more cost effectively.
Denne infrastrukturen gjør det mulig å produsere og transportere petroleum, og den legger grunnlag for å utnytte nye ressurser på en kostnadseffektiv måte.
Exploration and development of resources close to existing infrastructure can result in substantial value creation for the Norwegian society.
Leting etter og utbygging av ressurser i nærheten av eksisterende infrastruktur kan tilføre det norske samfunnet store verdier.
Declining production from a field releases infrastructure capacity, which can be used efficiently by tying in new resources to the same infrastructure.
Når produksjonen fra et felt avtar, blir det ledig kapasitet i infrastrukturen.
These are sometimes known as time-critical resources, because they need to be produced before the existing infrastructure is phased out.
Dette blir ofte omtalt som tidskritiske ressurser ved at de må produseres, før eksisterende infrastruktur fases ut.
Risers on the Kvitebjørn platform (Photo: Harald Pettersen - Statoil)
Stigerør på Kvitebjørn (Foto: Harald Pettersen - Statoil)
In order to promote the effective use of existing infrastructure, including platforms and pipelines, the Ministry of Petroleum and Energy adopted regulations relating to the use of facilities by others (the Third-party Access Regulations), which entered into force in 2006.
For å medvirke til effektiv bruk av eksisterende infrastruktur, blant annet plattformer og rørledninger, utarbeidet Olje- og energidepartementet Forskrift om andres bruk av innretninger, med virkning fra 2006 (Third Party Access eller TPA-forskriften).
The objective of the regulations is to promote the efficient use of facilities and thereby provide incentives for licensees to conduct exploration and production activities close to existing infrastructure.
Formålet med forskriften er å sikre effektiv bruk av infrastrukturen og dermed gi rettighetshaverne gode insentiver til å drive lete- og utvinningsvirksomhet nær eksisterende infrastruktur.
The regulations do not alter the principle that negotiating good solutions is the task of the commercial actors themselves.
Forskriften innebærer ingen endring i prinsippet om at det er de kommersielle aktørene som skal forhandle fram gode løsninger.
Others include the need to manage severe weather conditions in the North Sea, strict national legislation and the high standards required by the operators.
Tøffe værforhold i Nordsjøen, et strengt regelverk og krevende operatørselskap på sokkelen er andre.