natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Progressive environmental work One of the most controversial oil policy issues in 2003 was linked to potential petroleum activities in Lofoten and the Barents Sea.
Framtidsrettet miljøarbeid Et av de mest diskuterte oljepolitiske spørsmål i 2003 knyttet seg til eventuell petroleumsvirksomhet i Lofoten og Barentshavet.
In this report, the NPD concluded that the precondition for zero discharges to sea can be met with the aid of existing technology and technology currently under development.
OD konkluderer i denne rapporten med at forutsetningen om 0-utslipp til sjø kan oppfylles ved hjelp av eksisterende teknologi og teknologi som er under utvikling.
The Norwegian Petroleum Directorate has been involved in a number of environmental projects during 2003.
Oljedirektoratet har vært involvert i en rekke miljørelaterte prosjekter i løpet av 2003.
Optimistic Director General "Based on data submitted by the companies, the NPD believes that there is reason to take an optimistic view of the prospects in 2004," says Director General Gunnar Berge.
Optimistisk Oljedirektør - På grunnlag av innmeldte data fra selskapene mener OD at det er grunnlag for å se på utsiktene for 2004 med optimisme, sier oljedirektør Gunnar Berge.
The well was drilled about seven kilometres south of the 33/12-8 S oil/gas discovery on Skinfaks Sør, which is located southwest of the Gullfaks Sør field in the northern part of the North Sea.
Brønnen er boret om lag sju kilometer sør for olje-/gassfunnet 33/12-8 S på Skinfaks Sør, som ligger sørvest av Gullfaks Sørfeltet i den nordlige delen av Nordsjøen.
Skinfaks Sør was proven in 2002 and consists of several smaller structures.
Skinfaks Sør ble påvist i 2002 og består av flere mindre strukturer.
The objective of the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Brent Group).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Brentgruppen).
The well encountered light oil in an 80-metre gross column in the upper part of the Brent Group, in rocks with good reservoir quality.
Brønnen påtraff lett olje i en 80 meter brutto kolonne i øvre del av Brentgruppen, i bergarter med god reservoarkvalitet.
Preliminary estimates place the size of the discovery between 0.3 and 1.1 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,3 og 1,1 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The plan is to tie-in the discovery to existing infrastructure in the Gullfaks area.
Funnet er planlagt knyttet opp til eksisterende infrastruktur i Gullfaksområdet.
The well was not formation-tested, but data acquisition and sampling have been carried out to determine the petroleum system and oil/water contacts.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking for å fastslå petroleumssystem og olje/vannkontakter.
Well 33/12-9 S is the fourth wildcat well in production licence 152.
Brønn 33/12-9 S er den fjerde undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 152.
The licence was awarded in the 12th licensing round in 1988.
Tillatelsen ble tildelt i 12. konsesjonsrunde i 1988.
Well 33/12-9 S was drilled to a vertical depth of 3722 metres below the sea surface, and was terminated in the Drake formation in the Middle Jurassic.
Brønn 33/12-9 S ble boret til et vertikalt dyp av 3722 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Drakeformasjonen i midtre jura.
Water depth at the site is 135 metres.
Havdypet er 135 meter.
The well was drilled by the COSL Pioneer drilling facility, which will now proceed to the Oseberg area to drill wildcat well 30/6-28 S for production licence 53, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønnen ble boret av boreinnretningen COSL Pioneer, som nå skal til Osebergområdet for å bore undersøkelsesbrønn 30/6-28 S for utvinningstillatelse 53, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The 34/4-11 (Beta) discovery was proven in 2010 and is located about 20 kilometres northwest of the Snorre field in the North Sea.
Funnet 34/4-11 (Beta) ble påvist i 2010 og ligger om lag 20 kilometer nordvest for Snorrefeltet i Nordsjøen.
Before well 33/6-3 S was drilled, the resource estimate for the discovery was between 7 and 40 million Sm3 recoverable oil.
Før brønn 33/6-3 S ble boret var ressursanslaget for funnet på mellom 7 og 40 millioner Sm3 utvinnbar(e) olje.
The objective of well 33/6-3 S was to delineate a separate structure southwest of the 34/4-11 discovery.
Hensikten med brønn 33/6-3 S var å avgrense en separat struktur sørvest for funnet 34/4-11.
The well was drilled to a vertical depth of 4171 metres below the sea surface, and was terminated in the Lunde formation from the Late Triassic Age.
Brønn ble boret til et vertikalt dyp av 4171 meter under havflaten og ble avsluttet i lundeformasjonen av sen trias alder.
Water depth at the site is 332 metres.
Havdypet er 332 meter.
The well was drilled by the Songa Delta drilling facility, which will now proceed to the Coast Centre Base at Ågotnes.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Songa Delta som nå går inn til Kystbasen Ågotnes.
The well was drilled about 25 kilometres northwest of the Statfjord Nord field in the North Sea.
Brønnen er boret om lag 25 kilometer nordvest for feltet Statfjord Nord i Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Paleocene Age.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av paleocen alder.
The well did not encounter reservoir rocks in the Lista formation from the Paleocene.
Den påtraff ikke reservoarbergarter i Listaformasjonen av paleocen alder.
The well is the first exploration well in production licence 370.
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 370.
The production licence was awarded in APA 2005.
Utvinningstillatelsen ble tildelt i TFO 2005.
The well was drilled to a vertical depth of 1814 metres below the sea surface, and was terminated in the Jorsalfare formation in the Shetland group in the Upper Cretaceous.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1814 meter under havflaten, og ble avsluttet i Jorsalfareformasjonen i Shetlandsgruppen i øvre kritt.
Water depth at the site is 328 metres.
Havdypet er 328 meter.
The well has now been permanently plugged and abandoned.
Brønnen er nå plugget permanent og forlatt.
Well 33/6-4 was drilled by the Borgland Dolphin drilling facility, which will now proceed to production licence 554 in the North Sea to drill wildcat well 34/6-2 where Total E&P Norge AS is the operator.
Brønn 33/6-4 ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin, som nå skal til utvinningstillatelse 554 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 34/6-2 der Total E&P Norge AS er operatør.
The drilling took place 20 kilometres north of the Trym field in the southern part of the North Sea.
Boringen fant sted 20 kilometer nord for Trymfeltet i den sørlige delen av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Late Cretaceous reservoir rocks (the Shetland group).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av senkritt alder (Shetlandsgruppen).
The well encountered reservoir rocks as expected in the Tor formation in the Shetland group.
Brønnen påtraff reservoarbergarter som forventet i Torformasjonen i Shetlandsgruppen.
The well is the first exploration well in production licence 356.
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 356.
The licence was awarded in APA 2005.
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2005.
The well was drilled to a vertical depth of 2819 metres below the sea surface and was terminated in the Tyne group in Upper Jurassic rocks.
Brønnen ble boret til et vertikalt av dyp av 2819 meter under havflaten og ble avsluttet i Tynegruppen i øvre jura.
Water depth at the site is 51 metres.
Havdypet er 51 meter.
Well 3/4-2 S was drilled by the Maersk Guardian drilling facility, which will now proceed to production licence 497 in the southern part of the North Sea to drill wildcat well 7/11-13 S where Det norske oljeselskap ASA is the operator.
Brønn 3/4-2 S ble boret av boreinnretningen Maersk Guardian, som nå skal til utvinningstillatelse 497 i den sørlige delen av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 7/11-13 S der Det norske oljeselskap ASA er operatør.
The wells were drilled about 30 kilometres northeast of the Visund field in the northern part of the North Sea, and about 185 kilometres northwest of Bergen.
Brønnene er boret om lag 30 kilometer nordøst for Visundfeltet i den nordlige delen av Nordsjøen og rundt 185 kilometer nordvest for Bergen.
The primary exploration target for well 34/6-2 S was to prove petroleum in Lower Jurassic reservoir rocks (the Cook and Statfjord formations).
Primært letemål for brønn 34/6-2 S var å påvise petroleum i nedre jura reservoarbergarter (Cook- og Statfjordformasjonene).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Upper Triassic reservoir rocks (the Lunde formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i øvre trias reservoarbergarter (Lundeformasjonen).
The well encountered a gross oil column of approx. 100 metres in the Cook formation, with good reservoir quality.
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på om lag 100 meter i Cookformasjonen av god reservoarkvalitet.
Both the Statfjord and Lunde formations were aquiferous.
Både Statfjord- og Lundeformasjonen var vannførende.
The objective of well 34/6-2 A was to delineate the oil discovery.
Hensikten med brønn 34/6-2 A var å avgrense oljefunnet.
The oil/water contact was encountered and confirmed the extent of the discovery.
Olje/vann-kontakten ble påtruffet og bekreftet utstrekningen av funnet.
Preliminary estimates place the size of the discovery between 4 and 12 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 4 og 12 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.
The licensees will evaluate the discovery together with other prospects nearby, and the plan is to drill a new exploration well near the discovery.
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre prospekter i nærheten, og de planlegger å bore en ny letebrønn i nærheten av funnet.
Extensive data acquisition and sampling were carried out.
Det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
A successful formation test was carried out in the Cook formation.
En vellykket formasjonstest ble gjennomført i Cookformasjonen.
The production rate was 800 standard cubic metres (Sm3) of oil per flow day through a 28/64-inch nozzle opening.
Produksjonsraten var på 800 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 28/64 tommers dyseåpning.
The test showed good flow properties.
Testen viste gode strømningsegenskaper.
The well produced oil with a low gas/oil ratio.
Brønnen produserte en olje med lavt gass/olje-forhold.
These are the two first exploration wells drilled in production licence 554.
Dette er de to første letebrønnene som er boret i utvinningstillatelse 554.
Water depth at the site is 384 metres and the wells will now be permanently plugged and abandoned.
Havdypet er 384 meter.
The wells were drilled with the Borgland Dolphin drilling facility, which will now drill development wells on the Oseberg field, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Borgland Dolphin skal nå bore utvinningsbrønner på Osebergfeltet, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper and Middle Jurassic reservoir rocks (sandstones in the Draupne formation and the Brent group).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre og midtre jura reservoarbergarter (sandsteiner i Draupneformasjonen og Brentgruppen).
The well did not encounter Upper Jurassic reservoir rocks.
Brønnen påtraff ikke øvre jura reservoarbergarter.
The reservoir rocks encountered in the Brent group have poorer than expected properties.
Reservoarbergartene påtruffet i Brentgruppen har dårligere egenskaper enn forventet.
This is the first exploration well in production licence 552.
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 552.
The well was drilled to a vertical depth of 3710 metres below the sea surface and was terminated in the Brent Group from the Middle Jurassic Age.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3710 meter under havflaten og ble avsluttet i Brentgruppen av mellomjura alder.
Water depth at the site is 265 metres.
Havdypet er 265 meter.
Well 34/7-35 S was drilled by the Ocean Vanguard drilling facility, which will now proceed to production licence 265 in the North Sea to drill wildcat well 16/2-12 where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 34/7-35 S ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard som nå skal til utvinningstillatelse 265 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/2-12 der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well, which was drilled about ten kilometres southeast of the 35/2-1 ”Peon” gas discovery, is dry.
Brønnen, som er boret om lag ti kilometer sørøst for gassfunnet 35/2-1 ”Peon”, er tørr.
The objective of the well was to prove petroleum in Paleocene reservoir rocks in the Balder and Sele formations.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i Balder- og Seleformasjonen av paleocen alder.
The well encountered the Balder formation with reservoir rocks and reservoir quality as expected, but the well was dry.
Den påtraff Balderformasjonen med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet, men brønnen var tørr.
The Sele formation was not encountered.
Seleformasjonen ble ikke påtruffet.
The well is the second exploration well in production licence 318.
Brønnen er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 318.
The licence was awarded in the 18th licensing round.
Tillatelsen ble tildelt i 18. konsesjonsrunde.
The well was drilled to a vertical depth of 1606 metres below the sea surface and was terminated in the Shetland group in the Upper Cretaceous.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1606 meter under havflaten og ble avsluttet i Shetlandgruppen i øvre kritt.
Water depth at the site is 351 metres.
Havdypet er 351 meter.
Well 35/2-3 was drilled by the Scarabeo 8 drilling facility which will now proceed to the Barents Sea to drill for ENI Norge AS.
Brønn 35/2-3 ble boret av boreinnretningen Scarabeo 8 som nå skal til Barentshavet for å bore for ENI Norge AS.
The well has been drilled about 17 kilometres southwest of the Gjøa field in the North Sea.
Brønnen er boret om lag 17 kilometer sørvest for Gjøafeltet i Nordsjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in reservoir rock from the Upper Jurassic.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter.
The well proved light oil in two sandstone strata at 90 and 14 metres with good reservoir quality in the Heather formation in the Upper Jurassic.
Brønnen påviste lett olje i to sandsteiner på 90 meter og 14 meter med god reservoarkvalitet i Heatherformasjonen i øvre jura.
Preliminary estimates of the size of the discovery range between 10 and 25 million standard cubic meters (Sm3) of recoverable oil.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 10 og 25 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbart olje.
The well is the first exploration well in production licence 418.
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 418.
The well was drilled to a vertical depth of 2976 metres below sea level and was terminated in the Rannock formation in rocks from the Middle Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2976 meter under havflaten og ble avsluttet i Rannockformasjonen i bergarter av mellomjura alder.
Water depth at the site is 368 metres.
Havdypet er 368 meter.
Well 35/9-7 was drilled by the drilling facility Songa Delta, which will proceed to production licence 375 B to drill appraisal well 33/6-3 S for Suncor Energy Norge AS.
Brønn 35/9-7 ble boret av boreinnretningen Songa Delta som nå skal til utvinningstillatelse 375 B for å bore avgrensningsbrønn 33/6-3 S for Suncor Energy Norge AS.
Well path 6608/10-11 S will be drilled from the drilling facility at Transocean Arctic in position 66o00'48.68"North and 08o03'14.54" East.
Brønnbanen 6608/10-11 S skal bores fra boreinnretningen Transocean Arctic i posisjon 66°00'48.68"N og 08°03'14.54"Ø.
The drilling program for well path 6608/10-11 S applies for drilling a wildcat well in production licence 128.
Boreprogrammet for brønnbane 6608/10-11 S gjelder boring av undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 128.
The well was drilled approx. 65 km north-west of the Snorre field.
Brønnen er boret om lag 65 km nordvest for Snorrefeltet.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in reservoir rock from the Upper Cretaceous (the Shetland group) and in the Upper Jurassic or Lower Triassic.
Primære letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i øvre kritt (Shetlandsgruppen) og i øvre jura eller nedre trias.
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Late Palaeocene (the Lista formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av seinpaleocen alder (Listaformasjonen).
Two oil zones totalling two metres were encountered in the Shetland group.
Det ble påtruffet to oljesoner på til sammen to meter i Shetlandsgruppen.
Upper Jurassic reservoir rocks were not encountered, and the exploration target in the Triassic is tight.
Øvre jura reservoarbergarter ble ikke påtruffet, og letemålet i trias er tett.
A net oil zone of three metres in the Lista formation was encountered in the secondary exploration target.
I sekundært letemål ble det påtruffet en netto oljesone på tre meter i Listaformasjonen.
Due to thin oil zones and uncertain extent of the reservoirs, there is no basis for providing a resource estimate.
På grunn av tynne oljesoner og usikker utstrekning av reservoarene er det ikke grunnlag for å gi ressursestimat.
Two formation tests (Mini DST) have been carried out in the Shetland group, showing limited flow properties.
To formasjonstester (Mini-DST) er gjennomført i Shetlandsgruppen, og disse viste begrensede strømningsegenskaper.
This is the first exploration well in production licence 519.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 519.
The licence was awarded in the 20th licencing round in 2009.
Tillatelsen ble tildelt i 20. konsesjonsrunde i 2009.
The well was drilled to a vertical depth of 2975 metres below the sea surface, and concluded in Permian limestone (the Zechstein group).
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2975 m under havflaten, og avsluttet i kalkstein av perm alder (Zechsteingruppen).
Water depth at the site is 382 metres.
Havdypet er 382 meter.
Well 6201/11-3 was drilled by the drilling facility Bredford Dolphin, which will now proceed to production licence 457 in the central part of the North Sea to drill wildcat well 16/1-16 where Wintershall Norway AS is the operator.
Brønn 6201/11-3 ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin som nå skal til utvinningstillatelse 457 i midtre del av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/1-16 der Wintershall Norge AS er operatør.
The Resource Report 2009 provides an up-to-date overview of the resources and activities on the Norwegian continental shelf, and highlights important challenges for the Norwegian petroleum activities.
Ressursrapporten 2009 gir en oppdatert oversikt over ressursbildet og aktiviteten på norsk kontinentalsokkel og belyser viktige utfordringer for norsk petroleumsvirksomhet.
Exploration activity has reached record-breaking levels in the last couple of years, which has led to many, but small, discoveries.
De siste par årene har letevirksomheten vært rekordhøy, og det er gjort mange, men små funn.
The NPD believes that large discoveries can still be made in areas of the shelf that have not been extensively explored.
Oljedirektoratet mener at det fortsatt er mulig å gjøre store funn i lite utforskede områder på sokkelen.
Many exploration wells are still being drilled in acreage that was awarded in the first licensing rounds.
Fortsatt blir det boret mange letebrønner i arealer som ble tildelt i de første konsesjonsrundene.
This is partially explained by the fact that no new acreage has been opened on the Norwegian continental shelf since 1994, and also that many, but small, discoveries are still made in this acreage.
En av årsakene til dette er at det ikke har vært åpnet nytt areal på norsk kontinentalsokkel siden 1994, og at det fortsatt gjøres mange, men små funn i disse arealene.
Much of our oil and gas production comes from discoveries made in the first 20 years, during the period between 1969 and 1989.
En stor del av olje- og gassproduksjonen kommer fra funn gjort de første 20 årene, i perioden 1969 og 1989.
Resource growth from discoveries made in the last decade is low, and provides only a small contribution to future production.
Ressurstilveksten fra funn som er gjort det siste tiåret er lav, og den gir et lite bidrag til framtidig produksjon.
Increases in the reserves take place when discoveries are made that can either be developed independently or phased in to existing fields, or through the implementation of measures to improve recovery.
Økning av reservene skjer enten ved at det gjøres funn som kan bygges ut som kan bygges ut eller som kan fases inn mot eksisterende felt, eller at det settes i verk tiltak for å øke utvinningen.
Reserve growth in the last couple of years has been very low.
Reservetilveksten de siste par årene har vært svært lav.
In 2005, the NPD set a goal of increasing the oil reserves on the Norwegian shelf by 800 million Sm3 (standard cubic metres), or 5 billion barrels by 2015.
I 2005 satte Oljedirektoratet som mål at av oljereservene på norsk sokkel skulle øke med 800 millioner Sm3 (standard kubikkmeter), eller 5 milliarder fat innen 2015.
It appears that this goal may be difficult to achieve.
Det ser ut til at det kan bli vanskelig å nå dette målet.
The NPD assumes that about 75 per cent of the growth in reserves must come from fields already in operation.
Oljedirektoratet antar at ca 75 prosent av reservetilveksten må komme fra felt som allerede er i drift.
The companies on the Norwegian shelf work continuously to improve oil recovery from the fields using various measures.
Selskapene på norsk sokkel arbeider kontinuerlig for å øke oljeutvinningen fra feltene ved hjelp av ulike tiltak.
Gas injection has proven to be a very effective method.
Gassinjeksjon viser seg å være en svært effektiv metode.
So far, about 260 million Sm3 of additional oil has been produced with the aid of gas injection.
Så langt er det produsert om lag 260 millioner Sm3 ekstra olje ved hjelp av gassinjeksjon.
According to the companies' approved plans, the result will be even better; additional production will rise by 60 – 100 million Sm3.
Med dagens planer vil resultatet ble enda bedre, ekstraproduksjonen vil øke med ut mellom 60 og 100 millioner Sm3.
In total, this is equivalent to all the oil produced from the Gullfaks field from 1986 to the present.
Til sammen er dette like mye som oljeproduksjonen fra Gullfaksfeltet fra 1986 og fram til i dag.
With today's adopted plans, about 54 per cent of the oil will be left in the ground when production ceases.
Med dagens vedtatte planer kommer ca 54 prosent av oljen til å ligge igjen når produksjonen avsluttes.
The NPD believes that production can be increased beyond the planned level by using new methods to improve recovery.
Oljedirektoratet mener at det er mulig å øke produksjonen ut over det som er planlagt ved å ta i bruk nye metoder får å øke utvinningen.
This can result in significant gains, but it will require extensive cooperation both among the oil companies and with the authorities in order to qualify and test new technologies on the fields.
Dette kan gi store gevinster, men det krever et utstrakt samarbeid oljeselskapene mellom og med myndigheter for å kvalifisere og prøve ut nye teknologier ute på feltene.
In connection with the Resource Report 2009, the NPD has updated its resource estimate for the Barents Sea.
I forbindelse med ressursrapporten 2009 har Oljedirektoratet oppdatert ressursestimatet for Barentshavet.