natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Storting has decided that the field will be developed with power from shore, and that an area solution for the other fields on the Southern Utsira High will be in place no later than by start-up of development phase two in 2022.
Stortinget har besluttet at feltet skal bygges ut med kraft fra land, og at en områdeløsning for de andre feltene på Utsirahøgda Sør skal være på plass senest ved oppstart av byggetrinn to i 2022.
In tandem with reviewing the PDO for the first phase of the development, the NPD has also started to follow up the work on the remaining construction stages.
Samtidig som PUDen for den første fasen av utbyggingen blir gjennomgått, er OD i gang med å følge opp arbeidet med de videre byggetrinnene.
Read more: Johan Sverdrup - in the company of giants >>
Les også: Johan Sverdrup - blant de aller største >>
The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) has now submitted its assessment of the amended Plan for Development and Operation (PDO) for Gullfaks, including Shetland/Lista phase1, to the Ministry of Petroleum and Energy.
Oljedirektoratet har nå oversendt vurdering av endret Plan for Utbygging og Drift(PUD) for Gullfaks, inkludert Shetland/Lista fase1 til Olje- og energidepartementet.
This concerns production from the Shetland group and Lista formation, which are situated above the actual main reservoir.
Det dreier seg om produksjon fra Shetlandgruppen og Listaformasjonen, som ligger over selve hovedreservoaret.
Test production has already been under way for a few years.
Det har allerede pågått prøveutvinning i noen år.
It is expected that 20 million barrels can be produced during this phase from Shetland/Lista.
Det er ventet at det i denne fasen kan utvinnes ca 20 millioner fat fra Shetland/Lista.
The reason for an amended plan is that production from Shetland/Lista was not included in the original development plan approved by the Storting in 1981.
Årsaken til behovet for en endret plan er at produksjon fra Shetland/Lista ikke var med i den opprinnelige utbyggingsplanen som ble godkjent av Stortinget i 1981.
According to the new plan, NOK 1.8 billion will be invested in reusing existing wells on the Gullfaks field for production from Shetland/Lista.
Ifølge den nye planen skal det investeres 1,8 milliarder kroner i å gjenbruke eksisterende brønner på Gullfaksfeltet for produksjon fra Shetland/Lista.
Shetland/Lista was originally not considered to be a reservoir, but subsequent developments have shown that recoverable oil is present.
Shetland/Lista ble opprinnelig ikke vurdert som et reservoar, men det har i ettertid vist seg at det er olje her som kan produseres.
These zones, which are above the actual main reservoir on Gullfaks, are under natural high pressure, which makes it challenging to drill wells on Gullfaks.
Disse sonene, som ligger over selve hovedreservoaret på Gullfaks, har et naturlig høyt trykk som gjør det utfordrende å bore brønner på Gullfaks.
Production from Shetland/Lista could thus make it easier to drill future wells on the Gullfaks field.
Produksjon fra Shetland/Lista kan dermed gjøre det enklere å bore fremtidige brønner på Gullfaksfeltet.
Extensive amounts of data will also be collected, which may provide a basis for subsequent phases of production from Shetland/Lista, for example through pressure support.
Det vil også bli innhentet mye data som kan gi grunnlag for videre faser av produksjon fra Shetland/Lista, for eksempel gjennom trykkstøtte.
Assistant director Tomas Mørch in the NPD (Development and operations – North Sea), is pleased that Shetland/Lista is being further developed.
Underdirektør Tomas Mørch i Oljedirektoratet (Utbygging og drift i Nordsjøen), er fornøyd med at Shetland/Lista videreutvikles.
This will contribute to improved recovery on Gullfaks, and production from Shetland/Lista will make it possible to increase oil production in the field’s main reservoir.
Dette vil bidra til økt utvinning på Gullfaks, samtidig som at produksjonen fra Shetland/Lista gjør det mulig å øke oljeproduksjonen i hovedreservoaret på feltet.
This is the result of the Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD’s) review of the resource basis in a select number of fields and discoveries on the Norwegian shelf between 2005 and 2014.
Det viser Oljedirektoratets gjennomgang av ressursgrunnlaget på et utvalg felt og funn på norsk sokkel fra 2005 til 2014.
“A lot of good work has been done to increase the resources on the Norwegian shelf, and there has been substantial resource growth in many fields,” says Kirsti Veggeland, Assistant Director General for shelf analysis in the NPD.
«Det er gjort veldig mye godt arbeid for å øke ressursene på norsk sokkel, og det har vært en betydelig reservetilvekst på flere felt,» sier Kirsti Veggeland, underdirektør for sokkelanalyser i Oljedirektoratet.
“The most important reasons for this are more wells, extended field lifetimes and improved knowledge.
«De viktigste grunnene til dette er flere brønner, forlenget levetid på feltene og forbedret kunnskap.
Decisions were also made to develop new deposits in the fields over the ten-year period.”
Dessuten er nye forekomster i feltene besluttet utbygd i løpet av tiårsperioden.»
The background for the review is the NPD’s ambitious goals from 2005, to achieve an oil reserve growth of 800 million Sm3 or five billion barrels over ten years.
Bakgrunnen for gjennomgangen er Oljedirektoratets ambisiøse mål fra 2005, om å oppnå en vekst i oljereservene på 800 millioner standard kubikkmeter (Sm3) eller fem milliarder fat i løpet av ti år.
Now that the figures are in, the reserve growth turned out to be somewhat less, but the goal would have been reached with flying colours if the development plan for Johan Sverdrup had been submitted before the end of 2014.
Fasiten viser at reserveveksten ble noe mindre, men målet ville vært nådd med god margin hvis utbyggingsplanen for Johan Sverdrup var blitt levert før utgangen av 2014.
In addition to producing fields, the NPD has reviewed 62 discoveries for which development decisions had not been made in 2005.
I tillegg til produserende felt, har Oljedirektoratet sett på 62 funn som ikke var besluttet utbygd i 2005.
Over the course of this ten-year period, 28 of them have been developed, and their oil reserves have nearly doubled.
I løpet av tiårsperioden er 28 av disse bygd ut, og oljeressursene her er nesten doblet.
This is due to new information, better reservoir understanding and optimisation of development solutions and drainage strategies.
Det skyldes ny informasjon, bedre reservoarforståelse og optimalisering av utbyggingsløsninger og dreneringsstrategi.
The Edvard Grieg, Ivar Aasen and Knarr fields account for more than 75 per cent of this volume.
Feltene Edvard Grieg, Ivar Aasen og Knarr bidrar med over 75 prosent av dette volumet.
“The NPD had hoped that improved recovery measures would account for a greater share of the growth in oil reserves.
«Oljedirektoratet hadde håpet på større vekst i oljereservene på feltene i form av tiltak for økt utvinning.
However, many new opportunities to improve recovery have been identified, and the potential is greater in 2015 than it was ten years ago,” says Veggeland.
Imidlertid har mange nye muligheter for å øke reservene blitt identifisert, og potensialet er større i 2015 enn det var for ti år siden,» sier Veggeland.
Kirsti Veggeland, Photo: Emile Ashley
Kirsti Veggeland, Foto: Emile Ashley
The entire map, or sections, can be downloaded in PDF and JPG format.
Heile kartet eller utsnitt av kartet kan lastast ned i pdf- og jpg-format.
Map of the Norwegian continental shelf >>
Sokkelkart >>
The industry has failed to take adequate account of greater well complexity and risk, claims Morten Mauritzen at ExxonMobil.
Brønnene er mer komplekse, og industrien har ikke vært flinke nok til å vurdere kompleksitet og risiko, ifølge Morten Mauritzen i ExxonMobil.
Text: Ina Gundersen
tekst: Ina Gundersen
“We’re spending more time on drilling than planned,” admits Mr Mauritzen, who is responsible for partner-operated fields on the NCS at the US oil giant.
- Vi bruker mye mer tid på boring enn planlagt, sier Mauritzen og peker på en plansje som viser utviklingen i bore- effektiviteten på feltene der ExxonMobil er rettighetshaver.
He points to an overhead showing the trend for drilling efficiency on fields where ExxonMobil has interests, and expresses concern over developments in 2007.
Han er bekymret over utviklingen i 2007:
The gap between actual and planned time to drill wells on the NCS in which the company is a licensee has increased sharply.
For brønner på norsk sokkel der selskapet er rettighetshaver, har avviket mellom tiden som er brukt på boring og komplettering i forhold til forventet tidsbruk, gått kraftig opp.
The 17 wells in which it participated during the first six months took more than 50 per cent longer than expected, for instance.
Det ble brukt over 50 prosent mer tid enn planlagt på de 17 brønnene ExxonMobil deltok i første halvår i år.
This means that 6.8 rig-years were used instead of the intended 4.4 – an overrun of 2.4.
Omsatt til riggår betyr det at mens planen var å bruke 4,4 riggår, ble det brukt 6,8 – altså en overskridelse på 2,4.
That corresponds to the “loss” of eight to 10 wells or a production shortfall of close to 100 000 barrels of oil equivalent per day.
Dette tilsvarer ”tapt” boring av åtte-ti brønner eller et produksjonstap på opp mot 100.000 fat oljeekvivalenter per dag.
Difficult Wells are more difficult than they were a few years ago – longer, deeper and often drilled under high pressure and temperature.
Vanskelige brønner Brønnene er mer kompliserte enn de var for få år siden: De er lengre, dypere og bores ofte under høyt trykk og temperatur.
And more drilling is being pursued in mature fields.
I tillegg bores det mer i modne felt.
“Drilling through depressurised zones in mature fields represents a challenge because reservoir conditions are less stable,” explains Mr Mauritzen.
- I modne felt gir boring gjennom trykkavlastede soner en utfordring ved at reservoarforholdene er mer ustabile.
“Where multibranch wells are concerned, I’d question whether we’re good enough at balancing their complexity against expected supplementary resources.
Ved boring av flergrensbrønner stiller jeg spørsmål ved om vi er flinke nok til å foreta avveininger mellom brønnens kompleksitet og forventede tilleggsressurser.
“Perhaps we should sometimes drill shorter and simpler wells so that we could free up rig time to focus on new drilling targets.”
Kanskje vi enkelte ganger skulle boret kortere og enklere brønner slik at vi kunne frigi riggtid til nye boremål, sier han.
He believes that understanding of technical risk has deteriorated, at the same time as the technology is being pushed to its absolute limits.
Den tekniske risikoforståelsen mener han har blitt dårligere – samtidig som teknologien ofte er utnyttet til det ytterste.
“Expertise has become a constraint on both contractor and operator.
- Både hos leverandører og operatører er kompetanse blitt en begrensning.
Overall experience available on a rig is often lower than before for each well drilled – more crew are both younger and less trained.
For hver brønnoperasjon er den totale erfaringen på riggen ofte mindre enn den var før: En større del av mannskapet er både yngre og mindre skolerte.
“With hindsight, we’ve seen too many examples where inadequate understanding of technical risk causes major but avoidable operational problems.
I ettertid har vi sett for mange eksempler på at manglende teknisk risikoforståelse har forårsaket store operasjonelle problemer som kunne vært unngått.
In the worst case, we’ve had to plug the well and drill a sidetrack.”
I verste fall har vi måttet plugge brønnen og bore et sidesteg, sier han.
Mr Mauritzen notes that the industry in Norway must compete globally for capital, rigs and equipment.
Mauritzen påpeker at industrien i Norge må konkurrere globalt om kapital, rigger og utstyr.
Rig capacity is almost fully utilised, equipment gets worked harder and longer, and lengthy delivery times apply for spares.
Utstyret brukes tøffere og lengre, og det er lang leveringstid på deler.
“The sum of these changes and results show that we haven’t assessed the total complexity and risk in an efficient manner,” he says.
- Summen av disse endringene og resultatene viser at vi ikke har vurdert den totale kompleksiteten og risikoen på en effektiv måte.
Global ExxonMobil participates annually in more than 1 000 wells on a global basis, and is operator for over 80 per cent of these.
Av disse er over 80 prosent egenopererte.
Mr Mauritzen says that its Norwegian arm can draw on this experience to improve results.
Mauritzen sier at selskapet i Norge bygger på denne erfaringen for å bedre resultatene:
“We carefully categorise the risk of each well to be drilled in order to improve our understanding of its complexity.
- Vi kategoriserer risikoen for hver brønn som skal bores nøye slik at forståelsen for brønnens kompleksitet blir bedre.
“Our requirements for reviewing equipment and drilling procedures are particularly stringent for complex wells, and this work is cross-disciplinary.
Kravene til gjennomgang av utstyr og boreprosedyrer er ekstra strenge for komplekse brønner – dette foregår på tvers av funksjoner.
“That means our drilling and sub-surface teams must cooperate closely to achieve a shared understanding of the risk before a decision is taken.
Det vil si at bore- og undergrunnsmiljøene må samarbeide tett for å få den samme risikoforståelsen før beslutningen tas.
And we can point to good results from this approach.
- Og vi kan vise til gode resultater.
“We’ve drilled on Ringhorne in the North Sea since 2002, with no deviation overall between the actual and estimated time used.”
På norsk sokkel har vi siden 2002 boret på Ringhorne i Nordsjøen.
A detailed review and cost/benefit analysis is also crucial before adopting new technology, or at each stage when existing technology is being stretched.
Det er også avgjørende å ha en grundig gjennomgang og nyttevurdering før introduksjon av ny teknologi eller for hvert steg eksisterende teknologi ”strekkes”.
Establishing priorities for every drilling opportunity is important in ensuring that rigs and resources are utilised in the best possible way, Mr Mauritzen says.
For å sikre at rigger og ressurser blir bruk på de beste målene, er det viktig å prioritere mellom alle boremuligheter.
“Efficient processes at the companies for rapidly identifying and adopting best practice across organisational and national boundaries are highly significant.
- Det er av stor betydning at selskapene har effektive prosesser for raskt å identifisere og iverksette beste praksis på tvers av operasjoner og landegrenser.
“In addition, we must ensure an exchange of experience between organisations and specialist teams.
I tillegg må de sørge for erfaringsutveksling mellom organisasjoner og fagmiljøer.
Our central drilling group in Houston plays a key role in facilitating that.
Vår sentrale boregruppe i Houston har en nøkkelrolle med å tilrettelegge for dette hos oss.
This means it’s a short way from Malaysia to Norway, for instance.”
Det innebærer for eksempel at det er kort vei fra Malaysia til Norge, sier Mauritzen.
Action needed to stem decline
Sokkelen krever innsats
Piaf in brief
Dette er PIAF
We have interviewed several achievers from that time.
Vi har intervjuet flere tidsvitner.
Other articles deal with the recruitment position in the industry, and ask whether young people are again being frightened away from petroleum-related studies.
Andre artikler tar for seg rekrutteringssituasjonen til næringen – skremmes de unge igjen fra å ta petroleumsrettede fag?
And is the outlook for the oil and gas sector as bleak as it has been painted by members of the Norwegian government?
Og er framtidsutsiktene til olje- og gassnæringen så dystre som det presenteres fra regjerningshold?
No, says Petter Osmundsen, professor of petroleum economics at the University of Stavanger.
Nei, mener professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger, Petter Osmundsen.
A positive contribution is nevertheless provided by the forthcoming Johan Sverdrup development in the North Sea.
Et positivt bidrag er uansett det kommende feltet Johan Sverdrup i Nordsjøen.
The last oil worker on that field has yet to be born.
Siste oljearbeider på feltet er ennå ikke født.
Sign up for the printed version of the magazine >>
Bestill trykt utgave av Norsk sokkel her >>
Download Norwegian Continental Shelf no.1-2015 (pdf and html) >>
Last ned Norsk sokkel her (pdf og html) >>
We look this time at the development of offshore safety over this period.
Denne gang belyser vi utviklingen av sikkerhetsarbeidet på sokkelen.
In addition, we carry an interview with Eldar Myhre – a prominent union leader when the big NCS developments were under way – and his son Aslak.
Vi bringer dessuten et dobbeltintervju med far og sønn Myhre.
Substantial fields are still being developed off Norway, but the road to these is no longer as straight and smooth as before.
Det bygges fortsatt ut betydelige felt.
Thinking outside the box was needed to get Maria on track.
Utradisjonell tenking måtte til for å realisere feltet Maria.
The level of activity in Norway’s oil industry is declining.
Aktiviteten i oljenæringen faller.
In a major interview, petroleum and energy minister Tord Lien reminds the companies that they are still obliged to make the investment needed to recover profitable resources.
I et større intervju minner olje- og energiminister Tord Lien om at oljeselskapene uansett har en plikt til å gjøre nødvendige investeringer for å produsere lønnsomme ressurser.
Read the magasin:
Les magasinet:
Norwegian Continental Chelf No.2-2015 >>
Norsk sokkel nr.2-2015 >>
Wellbore 7223/5-1 will be drilled from the Polar Pioneer drilling facility at position 72°32' 06.07" N and 23°20' 07.80" E.
Brønnbanen 7223/5-1 skal bores fra boreinnretningen Polar Pioneer i posisjon 72°32' 06,07" N og 23°20' 07.80" Ø.
The drilling program for wellbore 7223/5-1 relates to the drilling of an appraisal well in production licence 228.
Boreprogrammet for brønnbane 7223/5-1 gjelder boring av en avgrensningsbrønn i utvinningstillatelse 228.
StatoilHydro Petroleum AS is the operator, with a 100 per cent ownership interest.
StatoilHydro Petroleum AS er operatør med en andel på 100 prosent.
Well 7223/5-1 is located 180 km from the coast and 110 km from well 7122/6-2 (Tornerose).
Brønn 7223/5-1 ligger 180 kilometer fra kysten og 110 kilometer fra brønn 7122/6-2 (Tornerose).
Production licence 228 was awarded in the Barents Sea project in 1997, with Saga Petroleum ASA as operator.
Utvinningstillatelse 228 ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997, med Saga Petroleum ASA som operatør.
Appraisal well 7223/5-1 is the third well in production licence 228.
Avgrensningsbrønn 7223/5-1 er den tredje brønnen i utvinningstillatelse 228.
The drilling permit is conditional upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity commences.
Boretillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Contact in the NPD: Eldbjørg Waage Melberg, tel.
Kontaktperson I OD: Eldbjørg Waage Melberg, tlf.
Caption: The unmanned wellhead platform Tambar (BP) in the North Sea.
Den ubemannede brønnhodeplattformen Tambar (BP) i Nordsjøen.
(Photo: BP)
(Foto: BP)
A new study will look into the benefits and disadvantages of wellhead platforms.
En ny studie skal belyse fordeler og ulemper med brønnhodeplattformer.
An unmanned wellhead platform is a facility with a fixed substructure installed on the seabed, with dry wellheads located on the platform deck.
En ubemannet brønnhodeplattform er en bunnfast innretning der brønnene er plassert på plattformdekket.
The concept is an alternative to subsea wells where the wellheads are placed on the seabed.
Konseptet er et alternativ til undervannsbrønner med brønnhoder plassert på havbunnen.
There are various types of unmanned wellhead platforms – from simple facilities to more advanced solutions including e.g. process equipment.
Ubemannede brønnhodeplattformer finnes i ulike varianter – fra enkle innretninger til mer avanserte løsninger med for eksempel prosessutstyr.
Some can be entered from vessels, while others have bridges or helicopter decks.
Noen kan entres med fartøy, mens andre har bro eller helikopterdekk.
The Norwegian Petroleum Directorate has commissioned a study with the objective of gaining further knowledge about the different types of unmanned wellhead platforms.
Oljedirektoratet har bestilt en studie for å få mer kunnskap om ulike typer ubemannede brønnhodeplattformer.
The plan is for the study, to be performed by Rambøll Oil & Gas, to be submitted to the authorities towards the end of December of this year.
Studien, som skal utføres av Rambøll Oil & Gas, skal etter planen overleveres til myndighetene i slutten av desember i år.
Offers for ownership interests in APA 2014 >>
Tilbud om andeler i TFO 2014 >>
The new development will consist of an unmanned wellhead facility which will both recover oil and gas from new deposits and improve the recovery rate from other producing deposits.
Forekomstene skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeinnretning som både gjør det mulig å utvinne olje og gass fra nye forekomster og øke utvinningsgraden fra andre produserende forekomster.
The development cost is projected at NOK 8.2 billion, and makes it possible to recover 17.6 million standard cubic metres of oil equivalents (approx. 110 million barrels o.e).
Kostnadene ved utbyggingen er anslått til 8,2 milliarder kroner, og investeringen gjør det mulig å hente ut 17,6 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (cirka 110 millioner fat o.e).
Oil accounts for nearly 10 million cubic metres (63 million barrels) of the reserves; the rest is gas.
Oljen utgjør nær 10 millioner kubikkmeter (63 millioner fat) av reservene, resten er gass.
The reservoirs are located between 2400 and 3100 metres below the sea surface.
Reservoarene ligger fra 2400 til 3100 meter under havoverflaten.
The facility may be described as a seabed installation lifted up above the sea surface.
Innretningen kan beskrives som en havbunnsinstallasjon som er løftet opp over havoverflaten.
This means easier access to the wellheads for maintenance and potential future adaptations.
Det gir lettere tilgang til brønnhodene ved vedlikehold og eventuelle tilpasninger senere.
Tomas Mørch, assistant director for the North Sea North in the Norwegian Petroleum Directorate (NPD), has deemed Oseberg Vestflanken 2 to be a good project for further development of the area: “I think it’s positive that the Oseberg licensees have decided on a project for improved recovery in these demanding times.”
Tomas Mørch, underdirektør for Nordsjøen nord i Oljedirektoratet, vurderer Oseberg Vestflanken 2 som et godt prosjekt for videre utvikling av området: «Jeg synes det er positivt at rettighetshaverne i Oseberg har besluttet et prosjekt for økt utvinning i disse krevende tider.»
The Oseberg Vestflanken 2 will be developed with a simplified, unmanned wellhead facility with ten well slots.
Brønnhodeinnretningen har ti brønnslisser.
Two of these will be used to inject gas to improve oil recovery.
For å øke utvinningen av olje, skal to av disse brukes til å injisere gass.
Two production wells will also be drilled from an existing subsea template on the Vestflanken.
I tillegg skal to produksjonsbrønner bores fra en eksisterende bunnramme på Vestflanken.
Further injection will take place by obtaining gas through a new pipeline from the existing gas injection system in the area.
Ytterligere injeksjon skal skje ved å hente inn gass gjennom en ny rørledning fra gassinjeksjonssystemet som allerede finnes i området.
The wells on Vestflanken 2 will be operated from the Oseberg field centre, where the oil and gas will also be processed.
Brønnene på Vestflanken 2 skal styres fra feltsenteret på Oseberg, hvor også oljen og gassen skal prosesseres.
The facility will be built without a helicopter deck, lifeboats and accommodation facilities.
Innretningen skal bygges uten helikopterdekk, livbåter og overnattingsfasiliteter.