natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Analyses of the core material have resulted in a number of scientific publications and reports.
Analyser av kjernematerialet har resultert i en rekke vitenskapelige publikasjoner og rapporter.
IKU drilled shallow wells at water depths ranging from 100 – 1500 metres, 10 – 600 metres below the seabed.
IKU boret grunne brønner på vanndyp fra 100-1500 meter, 10-600 meter under havbunnen.
Each assignment cost around NOK 20 million, while the total cost (including processing) was NOK 500 million.
Hvert tokt kostet rundt 20 millioner kroner, den totale kostnaden (inkludert bearbeiding) kom på 500 millioner kroner.
Drilling locations were determined based on detailed seismic mapping and the analyses of the samples provided very useful information.
Borelokalitetene ble bestemt på grunnlag av detaljert seismisk kartlegging, og analyser av prøvene ga svært nyttig informasjon.
The cores are stored in Dora, which was originally a WWII German submarine bunker in Trondheim, and the plan is to keep them here.
Borekjernene oppbevares i Dora, som opprinnelig er en tysk ubåtbunker i Trondheim fra andre verdenskrig, og planen er at de fortsatt skal være der.
The NPD and SINTEF have entered into an agreement to share the rental expenses for ten years, with an option for extension.
OD og SINTEF har inngått en avtale om å dele på utgiftene for leie i ti år, med muligheter for forlengelse.
Bering says that the geological samples from the shallow boreholes are used for research and education, for example in connection with courses, projects and master’s degree programmes, and in connection with research on the continental shelf and exploring for oil and gas:
Bering forteller at de geologiske prøvene fra de grunne borehullene brukes til forskning og undervisning, for eksempel i forbindelse med kurs, prosjekt- og masteroppgaver, og i forbindelse med utforskning av kontinentalsokkelen og leting etter olje og gass.:
“The core store and exhibition room are frequently used by SINTEF and NTNU, and the samples are still relevant for exploration of the continental shelf.
"Kjernelageret og visningsrommet er mye brukt av SINTEF og NTNU, og prøvene er fremdeles aktuelle for utforskning av kontinentalsokkelen.
For example, they were frequently used by oil companies to prepare applications for the 22nd licensing round last year.”
For eksempel ble de mye brukt av oljeselskaper for forberedelse av søknader til 22. konsesjonsrunde i fjor."
The cores are between five and seven centimetres in diameter, and are split lengthwise.
Borekjernene er mellom fem og sju centimeter i diameter, og de er delt på langs.
They provide a quick overview of rock types and sedimentary structures.
De gir en rask oversikt over bergartstyper og sedimentære strukturer.
They can be used for research within a number of areas, for example sediment types, stratigraphy, sedimentation and climate variations.
De kan brukes til forskning innen en rekke områder, for eksempel sedimenttyper, stratigrafi, avsetningsmiljø og klimavariasjoner.
(Photo: Arne Holhjem)
(Foto: Arne Holhjem)
Wellbore 6605/8-2 will be drilled from the Transocean Leader drilling facility at position 66°18’43.5”N and 5°31’43,7”E.
Brønnbanen 6605/8-2 skal bores fra boreinnretningen Transocean Leader i posisjon 66°18’43.5”N og 5°31’43,7”Ø.
The drilling programme for wellbore 6605/8-2 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 283.
Boreprogrammet for brønnbane 6605/8-2 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 283.
StatoilHydro Petroleum AS is the operator with 30% and Petoro AS, ConocoPhillips Skandinavia AS, Chevron Norge AS, Aker Exploration AS and Centrica Resources (Norge) AS are partners with 20%, 15%, 12.5%, 12.5% and 10.00%, respectively.
StatoilHydro Petroleum AS er operatør med 30,00% og Petoro AS, ConocoPhillips Skandinavia AS, Chevron Norge AS, Aker Exploration AS og Centrica Resources (Norge) AS er partnere med henholdsvis 20,00%, 15,00%, 12,50%, 12,50% og 10,00%.
The acreage in this production licence is located approximately 320 km from Sandnessjøen, 320 km from Brønnøysund and 370 km from Kristiansund.
Arealet for denne utvinningstillatelsen ligger 320 km Fra Sandnessjøen, 320 km fra Brønnøysund og 370 km fra Kristiansund.
It consists of the blocks 6605/5, 6605/7, 6605/8, 6605/9 and 6606/7.
Den består av blokkene 6605/5, 6605/7, 6605/8, 6605/9 og 6606/7.
Production licence 283 was awarded in 2002 in the 17th Round with Norsk Hydro Produksjon AS as operator.
Utvinningstillatelsen 283 ble tildelt i 17. konsesjonsrunde i 2002 med Norsk Hydro Produksjon AS som operatør.
Wildcat well 6605/8-2 is the second well in production licence 283.
Undersøkelsesbrønnen 6605/8-2 er den andre brønnen i utvinningstillatelse 283.
Please note that the forms and the delivery procedure have changed from APA 2012.
Merk endringer i skjemaer og innlevering av disse i forhold til i TFO 2012.
The Petroleum Register is maintained by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) based on the revised Regulations relating to the Petroleum Register, effective 1 February 2013.
Petroleumsregisteret føres i Oljedirektoratet (OD) basert på egen forskrift om Petroleumsregisteret som er revidert med virkning fra 1. februar 2013.
According to the Regulations, the licensee must notify the registrar in writing in the event of any changes in the licence.
Ifølge forskriften skal rettighetshaver skriftlig melde fra til registerfører dersom det skjer endringer i tillatelsen.
“Easier access and the possibility to print out parts of the Petroleum Register via the NPD’s Fact Pages are part of the content in the adopted amendments to the Regulations relating to the Petroleum Register.
"Lettere innsyn og mulighet til å ta utskrift fra petroleumsregisteret via ODs faktasider er en del av innholdet i de vedtatte endringer i forskrift om Petroleumsregisteret.
This is also a part of the work to make data more easily available and to generally increase data flow efficiency, which is a prioritised task in the NPD.” says Jan Bygdevoll, Director of prognoses, analyses and data in the Norwegian Petroleum Directorate.
Det er også en del av arbeidet med å gjøre data lettere tilgjengelig og generell effektivisering av dataflyten som er en prioritert oppgave i OD," sier Jan Bygdevoll, direktør for prognoser, analyser og data i Oljedirektoratet
“Data is entered into the Petroleum Register continuously and is copied onto the Fact Pages on a daily basis.
"Data legges inn i Petroleumsregisteret fortløpende og kopieres daglig ut til faktasidene.
If obvious errors are identified in the register, please let us know as soon as possible.
Dersom det oppdages åpenbare feil med registeret, er det fint om vi får tilbakemelding så fort som mulig..
Changes must be reported for production licences and permits for transport and utilisation facilities.
Endringer skal meldes for utvinningstillatelser og for tillatelser til transport- og utnyttelsesanlegg.
Reports and deeds are sent to the Norwegian Petroleum Directorate.
Meldinger og skjøter sendes til Oljedirektoratet.
Thin oil zones have become a challenge.
Tynne oljesoner er en utfordring.
Text: Janka Rom, Eric Mathiesen and Leif Erik Abrahamsen.
Tekst: Janka Rom, Eric Mathiesen og Leif Erik Abrahamsen.
Photo: Emile Ashley
Foto: Emile Ashley
The oil on the Norwegian continental shelf mostly lies in layers of sand.
Oljen på norsk kontinentalsokkel ligger som oftest i lag av sand.
The layers can be anywhere from a few centimetres to several hundred metres thick.
Lagene kan være alt fra noen centimeter til flere hundre meter tykke.
How thick an oil zone must be to be profitable to produce depends on its natural characteristics and the available technology.
Hvor tykk en oljesone må være for å være økonomisk produserbar, avhenger av naturgitte egenskaper og tilgjengelig teknologi.
Oil zones as thin as seven-eight metres are presently produced using horizontal wells with several thousand metres of pipes suctioning oil from the saturated sands.
Oljesoner ned til sju-åtte meter blir i dag produsert med horisontale brønner som ligger som flere tusen meter lange sugerør inn i den oljemettede sanden.
Hopes for Snøhvit Lately, the most frequently mentioned field has been the Snøhvit field in the Barents Sea.
Håp for Snøhvit Mest omtalt i den seinere tid er Snøhvitfeltet i Barentshavet.
Snøhvit has a 14-16 metre thick oil zone with more than 80 million standard cubic metres (scm) of oil present in the reservoir.
Snøhvit har en 14-16 meter tykk oljesone med over 80 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje til stede i reservoaret.
How much of this it is possible to recover depends on the production characteristics in the reservoir, the available technology and the oil price assumptions used as a basis.
Hvor mye av dette som kan utvinnes, avhenger av produksjonsegenskaper i reservoaret, tilgjengelig teknologi og de oljeprisforutsetningene som legges til grunn.
Preliminary estimates indicate approx. 100 million barrels of recoverable oil.
Foreløpige anslag tilsier cirka 100 millioner fat utvinnbar olje.
The oil in Snøhvit is time-critical.
Utvinning av oljen på Snøhvit er tidskritisk.
This means that it will gradually be lost as the reservoir pressure drops when the gas outtake starts in the autumn of 2007.
Det betyr at den gradvis vil gå tapt etter hvert som reservoartrykket faller når gassuttaket starter opp høsten 2007.
When the development plan for the Snøhvit gas was presented in 2001-2002, production of the oil zone was not included.
Da utbyggingsplanen for gassen på Snøhvit ble lagt fram i 2001-2002, var utvinning av oljesonen ikke en del av planen.
The oil project was then calculated to have a break even price of USD 18-20 per barrel, while the price expectations were just USD 12-15 per barrel.
Den gang ble oljeprosjektet beregnet å ha en balansepris på 18-20 dollar fatet, mens prisforventingene bare var 12-15 dollar per fat.
This made the licensees decide to give priority to the gas and leave the oil where it was.
Det førte til at rettighetshaverne besluttet å prioritere gassen og la oljen bli liggende igjen.
However, the NPD pointed out that there was a need to collect more data from the oil zone.
OD påpekte imidlertid behov for å samle inn flere data fra oljesonen.
The discovery of the Goliat field could change the situation, and the NPD demanded new assessments.
Funnet av Goliatfeltet kunne endre bildet, og OD krevde nye vurderinger.
New assessments, increased knowledge of the reservoir, improved well technology and higher oil prices have lead to a new review of the oil project.
Nye beregninger, mer kunnskap om reservoaret, bedre brønnteknologi og høyere oljepriser har ført til en ny gjennomgang av oljeprosjektet.
The Snøhvit oil alone can yield an income of NOK 5-15 billion.
Snøhvitoljen alene kan gi 5-15 milliarder kroner i inntekter.
Coordination with the large resources present in the Goliat discovery could yield even more.
Samordning med de store ressursene på Goliat kan gi mye mer.
The present plan is to drill an appraisal well in the western part of the Snøhvit field in mid-2007 to collect more reservoir data.
Planen er nå å bore en avgrensningsbrønn i den vestlige delen av Snøhvitfeltet medio 2007 for å innhente flere reservoardata.
The operator, Statoil, will at the same time carry out a number of technical studies.
Operatøren Statoil vil samtidig utføre en rekke tekniske studier.
The licensees in the Snøhvit field and the Goliat discovery have together started studies to look into potential synergy effects from coordinating the development and operation of the oil in Goliat and Snøhvit.
Rettighetshaverne til Snøhvitfeltet og Goliatfunnet har i fellesskap igangsatt studier for å se på mulige synergieffekter ved å samordne utbygging og drift av oljen på Goliat og Snøhvit.
The Troll dilemma There are several fields with thin oil zones on the Norwegian shelf.
Trollets dilemma Det finnes flere felt med tynne oljesoner på norsk sokkel.
Sleipner Vest in the North Sea has two zones with oil which is difficult to get to.
Sleipner Vest i Nordsjøen har to soner med vanskelig tilgjengelig olje.
One of the wells on Ormen Lange, Norway's second largest gas field, proved an oil zone of at least two metres.
En av brønnene på Ormen Lange, Norges nest største gassfelt, påviste en oljesone på to meter.
The two best known, however, are the oil zones in the Frigg and Troll fields in the North Sea.
De to mest kjente er likevel oljesonene på Frigg- og Trollfeltene i Nordsjøen.
The Troll field is the by far largest gas field Norway has, and one of the world's largest offshore gas fields, but it also contains large volumes of oil.
Trollfeltet er Norges suverent største gassfelt, og ett av verdens største gassfelt til havs, men det inneholder også store mengder olje.
The field has two main structures, Troll Øst, mainly filled with gas, and Troll Vest, with a gas zone of up to 200 metres.
Feltet har to hovedstrukturer, Troll Øst, hovedsakelig gassfylt, og Troll Vest med en gassone på opptil 200 meter.
The entire Troll field has a thin oil layer under the gas, but it is only thick enough to be commercially viable to produce in Troll Vest.
Hele Trollfeltet har et tynt oljelag under gassen, men bare i Troll Vest er laget så tykt at det er drivverdig.
Under the Troll Vest gas lies a 14 metre thick oil zone.
Under gassen i Troll Vest ligger det en inntil 14 meter tykk oljesone.
Under the oil lie large voumes of water.
Under oljen finnes store mengder vann.
When the development plans for Troll were assessed in the first half of the 1980s, the option of recovering this oil was far from given.
Da utbyggingssplanene for Troll ble vurdert i første halvdel av 1980-tallet, var det ikke selvsagt at denne oljen kunne utvinnes.
The well technology was mostly limited to vertical wells or wells with a maximum vertical deviation of 60 degrees.
Brønnteknologien var stort sett begrenset til vertikale brønner eller brønner med maksimum 60 grader avvik fra det vertikale.
The authorities wanted to produce the oil and pushed for getting an oil operator on Troll Vest.
Myndighetene ville ha oljen produsert og presset på for å få en oljeoperatør på Troll Vest.
In 1986, Hydro was awarded this task, while Shell became operator for the gas development of Troll Øst.
I 1986 ble Hydro tildelt denne oppgaven, mens Shell ble operatør for utbyggingen av gassen i Troll Øst.
Later, Statoil took over as operator of the gas production at Troll.
Seinere overtok Statoil som operatør for produksjon av Troll gass.
Hydro faced several challenges related to this oil.
Hydro sto overfor flere utfordringer i forhold til oljen.
Horizontal wells had to be drilled, something which had not been previously tested on the Norwegian shelf.
Det måtte bores horisontale brønner, noe som ikke var utprøvd på norsk sokkel tidligere.
Horizontal wells had been drilled in Australia and Russia, but the reservoirs could not be compared with Troll.
Det var boret horisontale brønner både i Australia og Russland, men reservoarene der kunne ikke sammenlignes med Troll.
The reservoir sand in Troll is loose, like the sand you find at the finest beaches.
Reservoarsanden i Troll er løs, lik den som finnes på de fineste sandstrender.
This could cause problems with the boreholes collapsing.
Det kunne derfor bli et problem at borehullene kollapset.
The sea depth in the area is 300 metres, and the oil therefore had to be transported from templates on the seabed to a production platform.
Havdypet i området er 300 meter, og oljen måtte derfor transporteres fra brønnrammer på havbunnen til en produksjonsplattform.
On the basis of tests, Hydro, Sintef, Franlab and the NPD believed that these challenges could be resolved.
Hydro, Sintef, Franlab og OD mente ut fra tester at disse utfordringene kunne løses.
The NPD insisted that a horizontal test well be drilled, preferably on the Troll field.
OD insisterte på at det skulle bores en horisontal testbrønn, aller helst på Trollfeltet.
However, the first horizontal well on the Norwegian shelf was drilled at Oseberg Vest by Hydro.
Den første horisontale brønnen på norsk sokkel ble imidlertid boret på Oseberg Vest av Hydro.
It was successful.
Den var vellykket.
A horizontal well was then drilled at Troll Vest.
Deretter ble det boret en horisontal brønn på Troll Vest.
The well was supposed to do test production for one year.
Brønnen skulle testprodusere i ett år.
This well was also a success.
Også denne brønnen var en suksess.
The well made twice as much as it cost and contributed to covering the costs of the preliminary work before the test production was completed.
Brønnen tjente inn det dobbelte av kostnadene og bidro til å dekke inn alt utredningsarbeidet før testproduksjonen var avsluttet.
Thus, it was proven that the Troll oil could be produced with a profit.
Det var altså mulig å produsere oljen fra Troll med fortjeneste.
At present, more than a third of the Troll wells have several branches, some as many as six.
I dag har mer enn en tredel av brønnene på Troll flere brønngreiner – noen har så mange som seks greiner.
The longest horizontal sections are up to 4000 metres long.
De lengste horisontale seksjonene er opptil 4000 meter lange.
More than one billion barrels of oil have been produced since production started in 1995.
Mer enn én milliard fat olje er produsert siden starten i 1995.
The remaining reserves have been estimated at 450 million barrels.
Gjenværende reserver er estimert til 450 millioner fat.
Over the last ten years, Troll has produced more oil than Ekofisk, Norway's largest field measured in resources in place.
I løpet av de ti siste årene har Toll produsert mer olje enn Ekofisk, Norges største felt med hensyn til tilstedeværende oljeressurser.
The well paths at Troll are directed with a high degree of precision just above the contact between oil and water in the rock.
Brønnbanene på Troll legges med stor presisjon like over kontaktflaten mellom olje og vann i bergarten.
As the oil is produced, water production increases.
Etter hvert som oljen produseres, øker vannproduksjonen.
Treating produced water is very energy-intensive.
Å behandle produsert vann er svært energikrevende.
To save energy and reduce environmental discharges, attempts are underway to separate the produced water on the seabed and inject it back into the subsurface.
For å spare energi og redusere miljøutslipp, er forsøk i gang med å skille ut det produserte vannet på havbunnen og injiserte det tilbake i undergrunnen.
Just 20 years ago, recovering the oil in Troll was considered not commercially viable.
For bare 20 år siden ble oljen i Troll vurdert som ulønnsom å utvinne.
With new well targets and technology, it is presently likely that the operator will reach the goal of producing 1.9 billion barrels of oil or more.
Med nye brønnmål og ny teknologi er det i dag sannsynlig at operatøren vil klare å nå målet om å utvinne 1,9 milliarder fat olje eller mer.
The technology and competence development has created enormous value, but it was also decisive to the increase in value creation that both Hydro and the NPD had enthusiasts onboard.
Teknologi- og kompetanseutviklingen har skapt enorme verdier, men det var også avgjørende at både Hydro og OD hadde entusiaster med for å øke verdiskapingen.
Troll oil is a success story because the authorities stuck firmly with their demand that the oil should be produced and the operator challenged the supplier industry to deliver good technology products.
Troll olje er en suksesshistorie fordi myndighetene sto fast på kravet om at oljen skulle utvinnes og operatøren utfordret leverandørindustrien til å levere gode produkter på teknologisiden.
In 1998, Norsk Hydro was awarded the Norwegian Petroleum Directorate's IOR Award (Improved Oil Recovery) for its work to continuously find methods to increase the value creation from Troll oil.
Norsk Hydro ble i 1998 tildelt Oljedirektoratets IOR-pris (Improved Oil Recovery) for arbeidet med stadig å finne metoder for å øke verdiskapingen fra Troll olje.
Baker Hughes INTEQ and Halliburton were given the IOR Award in 2006 for progressive development and application of advanced drilling and well solutions at Troll.
Baker Hughes INTEQ og Halliburton ble tildelt IOR-prisen i 2006 for framtidsrettet utvikling og anvendelse av avanserte bore- og brønnløsninger på Troll.
The history of Frigg Frigg was the first field on the Norwegian shelf where a thin oil zone was proven, in the third largest gas field in Norway.
Historien om Frigg Det første feltet på norsk sokkel der det ble påvist en tynn oljesone var Frigg, Norges tredje største gassfelt.
The reservoir had a thin oil zone in addition to the gas.
I tillegg til gassen hadde reservoaret en tynn oljesone.
It was only five to nine metres thick and contained 125 million scm of oil, almost 80 million barrels.
Den var bare fem til ni meter tykk og inneholdt 125 millioner Sm3 olje –nær 800 millioner fat.
Frigg was proven in 1971.
Frigg ble påvist i 1971.
In the development plan, the operator Elf stated that producing the oil in the field was not profitable.
I utbyggingsplanen slo operatørselskapet Elf fast at det ikke var lønnsomt å utvinne oljen i feltet.
In its annual report in 1973, the NPD wrote that more than 300 wells would have to be drilled to recover the oil with the technology then available.
OD skrev i årsberetningen fra 1973 at det med datidens teknologi måtte bores over 300 produksjonsbrønner for å hente ut oljen.
The next year, the development plan was approved, without oil production.
Året etter ble utbyggingsplanen godkjent – uten oljeutvinning.
From start-up of production in 1977 until the field shut down in 2004, Frigg sold more than 116 billion scm of gas.
Fra produksjonen startet i 1977 til feltet stengte i 2004, solgte Frigg over 116 milliarder Sm3 gass.
The oil was left in the reservoir and is presently considered lost.
Oljen ble liggende igjen i reservoaret og anses i dag som tapt.
This is due to the fact that the pressure in the reservoir is reduced when the gas is produced, causing the drive mechanism needed to recover the oil to disappear.
Det skyldes at trykket i oljereservoaret reduseres når gassen blir produsert, slik at drivmekanismen for å få ut oljen forsvinner.
After 27 years of gas production, the oil is smeared all over the gas zone in the entire field as the gas pressure has been greatly reduced.
Etter 27 års gassproduksjon er oljen smurt utover i gassonen over hele feltet fordi gasstrykket er kraftig redusert.
Several fields near Frigg have thin oil zones: Heimdal, Nordøst Frigg, Odin and Øst Frigg.
Flere felt i nærheten av Frigg har tynne oljesoner: Heimdal, Nordøst Frigg, Odin og Øst Frigg.
All of them, with the exception of Heimdal, have been shut down without it being possible to produce the oil.
Alle, med unntak av Heimdal, er stengt uten at oljen lot seg produsere.
However, new profitable discoveries and a record number of developments in recent years form a basis for long-term value creation.
Likevel gir nye lønnsomme funn og rekordmange utbygginger de nærmeste årene grunnlag for langsiktig verdiskaping.
The Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD’s) forecasts predict high activity in the next five-year period, and total production is expected to remain around the same level as in 2012.
Oljedirektoratets prognoser viser høy aktivitet i neste femårsperiode, og totalproduksjonen ventes å ligge omtrent på samme nivå som i 2012.
Thirteen new discoveries were made last year, five in the North Sea, five in the Norwegian Sea and three in the Barents Sea.
I fjor ble det gjort 13 nye funn, fem i Nordsjøen, fem i Norskehavet og tre i Barentshavet.
Forty-one exploration wells were completed.
41 letebrønner ble avsluttet.
The largest oil discovery is 7220/7-1 «Havis» in the Barents Sea, and the plan is to develop this together with 7220/8-1 «Skrugard», which was discovered in 2011.
Det største oljefunnet er 7220/7-1 «Havis» i Barentshavet, som planlegges utbygd sammen med 7220/8-1 «Skrugard», som ble funnet i 2011.
Both discoveries provided major contributions to the considerable interest in the Barents Sea, as made apparent in the applications for the 22nd licensing round, announced in 2012.
Begge disse funnene har bidratt sterkt til den store interessen for Barentshavet, som blant annet kommer til syne gjennom søknadene i 22. konsesjonsrunde som ble lyst ut i 2012.