natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The new companies on the shelf have also been responsible for bringing in more new rigs by joining together to build a portfolio of wells to be drilled, which means that they have sufficient activity to secure a rig.
De nye selskapene på sokkelen har også tatt ansvar for å få inn flere rigger ved at de har gått sammen og bygd opp en portefølje av brønner som skal bores, slik at de har tilstrekkelig aktivitet til å sikre seg en rigg.
The figure shows the contract status for rigs on the Norwegian shelf.
Figuren viser kontraktstatus for rigger på norsk sokkel.
Download the figure in PDF
Last ned figuren i PDF-format.
This will increase oil reserves on Goliat by 1.2 million standard cubic metres (7.5 million barrels).
Dette øker oljereservene på Goliat med 1,2 millioner standard kubikkmeter (7,5 millioner fat).
The Snadd reservoir is located between the two reservoirs from which Goliat is already producing (Realgrunnen and Kobbe).
Snadd-reservoaret ligger mellom de to reservoarene som Goliat allerede produserer fra (Realgrunnen og Kobbe).
Snadd was mentioned in the Plan for Development and Operation (PDO) for Goliat, and the authorities have now approved Eni’s application for a PDO exemption.
Disse ressursene ble nevnt i Plan for utbygging og drift (PUD) for Goliat, og myndighetene har nå godkjent Enis søknad om fritak for PUD.
Snadd is located in the Goliat licence, which has an approved impact assessment.
Ressursene i Snadd ligger innenfor Goliat-lisensen som har godkjent konsekvensutredning.
Modifications on the Goliat platform are not necessary.
Det er ikke nødvendig å foreta modifikasjonsendringer på Goliat-plattformen.
The wells will be drilled from the subsea equipment on Goliat.
Brønnene skal bores fra undervannsutstyret på Goliat.
One production well and one water injection well will be drilled in Snadd.
Det blir boret én produksjonsbrønn og én vanninjeksjonsbrønn i Snadd.
Snadd will increase the reserves on Goliat to about 32 million standard cubic metres of oil equivalents (about 200 million barrels).
Med Snadd øker reservene på Goliat til om lag 32 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (om lag 200 millioner fat).
According to the operator, Eni, start-up of production from Snadd will take place in 2017.
Ifølge operatøren Eni kan oppstart av produksjon fra Snadd skje i 2017.
Several prospects which can be tied in to Goliat, have been identified in the area.
Det er identifisert flere prospekter i området.
“The Norwegian Petroleum Directorate is pleased that the resources in Snadd will be produced.
«Oljedirektoratet er fornøyd med at ressursene i Snadd blir produsert.
We also expect that the licensees on Goliat will drill more wells that can contribute to further improving recovery from the field,” says Tomas Mørch, assistant director in the Norwegian Petroleum Directorate, responsible for development and operations in the Barents Sea.
Samtidig forventer vi at rettighetshaverne på Goliat borer flere brønner som kan bidra til å øke utvinningen fra feltet ytterligere,» sier Tomas Mørch, underdirektør i Oljedirektoratet med ansvar for utbygging og drift i Barentshavet.
Snadd will be drilled from Goliat’s subsea infrastructure and produced on the platform.
Snadd skal bores fra Goliats undervannsinfrastruktur og produseres på plattformen.
This increases the estimated total production from Goliat to about 32 million standard cubic metres of oil equivalents (approx. 200 million barrels), mainly oil.
Dette øker den beregnede totalproduksjonen fra Goliat til cirka 32 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (ca 200 millioner fat), hovedsakelig olje.
(Illustration: Eni).
(illustrasjon: Eni).
Relevant:
Relevant
norwegianpetroleum.no
norskpetroleum.no
There is still time to register for those who are interested.
Interesserte har fortsatt tid til å melde seg på.
Since 1996, the stewards of national oil and gas resources have met to exchange experiences and discuss shared challenges.
Siden 1996 har forvaltere av nasjonale olje- og gassressurser møttes for å utveksle erfaringer og drøfte felles utfordringer.
This year is the third time they are meeting at the NPD, at NDR 2017.
I år er det tredje gang de samles hos OD, på NDR 2017.
NDR stands for National Data Repositories, which started as an arena for countries around the North Sea.
NDR står for National Data Repositories, og var i begynnelsen en arena for land rundt Nordsjøen.
The forum has since become global, and functions as a meeting place for authorities, oil companies and service and equipment suppliers.
Siden har forumet blitt verdensomspennende, og er en møteplass for myndigheter, oljeselskap og leverandører av tjenester og utstyr.
The more than 30 participating countries include several that take part in the Ministry of Foreign Affairs' Oil for Development (OfD) programme, where Norwegian authorities assist partner countries in developing their national administration and management of oil and gas resources.
Blant de over 30 deltakerlandene er flere med i Utenriksdepartementets program Olje for utvikling (OfU), der norske myndigheter bistår samarbeidsland med å bygge opp deres nasjonale forvalting av olje- og gassressursene.
"Authorities need data in order to arrange licensing rounds," says Eric Toogood of the NPD.
«Myndigheter trenger data for å kunne arrangere konsesjonsrunder,» sier Eric Toogood i OD.
He is on the NDR 2017 Executive Committee, and is also the project manager for the Diskos NDR, the data repository for exploration and production information from the Norwegian shelf.
Han sitter i styringskomiteen for NDR 2017, og er prosjektleder i Diskos NDR, datalageret for lete- og utvinningsinformasjon fra norsk sokkel.
"International companies want the reporting in countries they operate in to be as similar as possible.
«Internasjonale selskaper ønsker mest mulig lik rapportering i landene de opererer i.
And authorities should be as coordinated as possible as regards the requirements they set for data and information," he says, and adds that authorities – on behalf of the nation – must maintain a long-term perspective on the storage of petroleum data.
Og myndigheter bør være mest mulig samkjørte med hensyn til hvilke krav de stiller til data og informasjon,» sier han, og legger til at myndigheter – på vegne av nasjonen – må ha et langsiktig perspektiv på lagring av petroleumsdata.
The NDR meetings – the most recent of which was three years ago in Azerbaijan – are followed up in working groups within topics such as standardisation, reporting, regulations, quality control and technical solutions.
NDR-møtene – som sist fant sted for tre år siden i Aserbajdsjan – følges opp i arbeidsgrupper innen tema som standardisering, rapportering, regelverk, kvalitetskontroll og tekniske løsninger.
The participants are mostly professionals from various disciplines whose day-to-day work involves data management.
Deltakerne er gjerne fagfolk fra ulike fagområder som jobber med dataforvaltning til daglig.
"The objective of these meetings is collaboration and transfer of experience," says Toogood.
«Formålet med møtene er samarbeid og erfaringsoverføring,» sier Toogood.
"Other countries look to the Norwegian Petroleum Directorate and Norway to learn from us, but we have a shared interest in learning from each other, as well as working out solutions and measures."
«Andre land ser til Oljedirektoratet og Norge for å lære av oss.
Director General Bente Nyland is the keynote speaker at the conference, where the individual countries will also give presentations.
Oljedirektør Bente Nyland er hovedtaler på konferansen, hvor også de enkelte landene skal presentere seg.
Link to registration and programme >>
Lenke til påmelding og program >>
As the specialist directorate under the Ministry of Petroleum and Energy, the Norwegian Petroleum Directorate will also receive new tasks as a result of the transfer of management responsibility.
Som fagdirektorat under Olje- og energidepartementet kjem også Oljedirektoratet til å få nye oppgåver som følgje av at forvaltaransvaret blei overført.
Up to now, the Ministry of Trade, Industry and Fisheries has had this responsibility.
Fram til no har dette forvaltningsansvaret vore hjå Nærings- og fiskeridepartementet.
The reason for the transfer is that the Ministry of Petroleum and Energy has extensive experience with regulation and management on the continental shelf.
Årsaken til overføringa er at Olje- og energidepartementet har lang erfaring med regulering og forvaltning på kontinentalsokkelen.
Until now, Norwegian sea areas have not been widely explored with regard to mineral deposits, and current regulations are not designed for such activity.
Til no har norske havområde i liten grad vore utforska med sikte på mineralførekomstar, og gjeldande lovverk er ikkje utforma for slik aktivitet.
The authorities are therefore working on drafting a new, modern act on mineral recovery on the continental shelf.
Styresmaktene arbeider difor med utkast til ei ny, moderne lov om mineralutvinning på kontinentalsokkelen.
This was submitted for public consultation on Wednesday, 10 May.
Denne blei sendt på offentleg høyring i går, 10. mai.
“The NPD is an agency with considerable knowledge about the geology on the shelf, so this is a perfect task for us.
«OD er ein etat med mykje kunnskap om geologien på sokkelen, så dette er ei oppgåve som passar godt for oss.
We are looking forward to tackling this job,” says exploration director Sissel Eriksen.
Vi gler oss til å ta fatt på denne jobben,» seier leitedirektør Sissel Eriksen.
The NPD has mapped the petroleum potential on the Norwegian shelf for many years, and this work has provided considerable knowledge about other resources:
OD har kartlagt petroleumspotensialet på norsk sokkel i mange år, og dette arbeidet har gitt ein del kunnskap om andre ressursar:
“Through the work on mapping the shelf’s outer borders, and particularly the surveys of the sea areas surrounding Jan Mayen, we have examined and taken samples of minerals on the seabed.
«Gjennom arbeidet med å kartleggje sokkelens yttergrenser, og særleg kartlegginga av havområda rundt Jan Mayen, har vi undersøkt og tatt prøvar av mineralar på havbotnen.
We have done this while collecting samples to assess the potential for discovering oil and gas,” says Eriksen.
Dette har vi gjort samtidig som vi har henta inn prøvar for å kunne vurdere potensialet for å finne olje og gass,» seier Eriksen.
The seabed minerals that are commercially interesting are located at significant water depths, from 1500 to 3000 metres, and in areas where there is no oil or gas.
Mineral på havbotnen som er økonomisk interessante ligg på store havdjup, frå 1500 til 3000 meter, og i område der det ikkje finst olje eller gass.
Minerals on the seabed can be split into two groups; sulphide minerals along spread ridges and iron manganese crusts on bare rock on the seabed.
Mineralar på havbotnen kan delast inn i to grupper: sulfidmineralar langs spreiingsryggar og jern-manganskorper på bart fjell på havbotnen.
The NPD has collected some iron manganese crusts, and chemical analyses show promising results with regard to “green minerals”, which are metals that are important within modern communication technology and wind power.
Det er jernmanganskorpene OD har samla inn nokre av, og kjemiske analysar syner lovande resultat med tanke på «grøne mineralar», det vil seie metall som er viktige innan moderne kommunikasjonsteknologi og vindkraft.
“While the NPD has completed some mapping and gathered some samples, we have barely scratched the surface.
«Sjølv om OD har kartlagt og tatt prøvar, har vi så vidt pirka i overflata.
We have considerable work to do, which will involve using geophysical readings and taking samples of the seabed with remotely operated vehicles (ROVs),” the exploration director says.
Vi har store oppgåver framføre oss der vi må bruke geofysiske målingar og ta prøvar av havbotnen med fjernstyrte undervassfarty (ROV, remotely operatet vehicle),» seier leitedirektøren.
The NPD has already established a good relationship with the University of Bergen for use of this technology.
OD har tidlegare hatt eit godt samarbeid med Universitetet i Bergen med bruk av denne teknologien.
“Otherwise this is completely new to us – we now need to obtain an overview of what the new task means and how it can be adapted to the NPD’s organisation,” Eriksen concludes.
«Elles er jo dette heilt nytt for oss – no må vi skaffe oss ei oversikt over kva den nye oppgåva betyr og korleis ho kan tilpassast ODs organisasjon,» seier Eriksen til slutt.
Manganese crust on Vøringutstikkeren, where samples were collected in 2013.
Manganskorpe på Vøringutstikkeren, der det blei henta opp prøve i 2013.
(Photo: Rolf Birger Pedersen, University of Bergen)
(Foto: Rolf Birger Pedersen, Universitetet i Bergen)
This work is being pursed at 20 different sites worldwide, and we have visited a couple of them.
Vi har besøkt et par av dem.
Read also about Tomas Mørch, the NPD staffer who has been monitoring the Snorre field for 25 years to ensure that large quantities of additional oil are recovered.
Les også om Tomas Mørch, som har fulgt opp Snorre-feltet i 25 år – med mål om å utvinne store mengder ekstra olje.
A new plan for development and operation is due this autumn.
Til høsten kommer ny utbyggingsplan.
And read our interview with petroleum and energy minister Terje Søviknes.
Og les vårt intervju med olje- og energiminister Terje Søviknes.
He wants to get people of the echo chamber.
Han vil ha folk ut av ekkokammeret.
Go to Norwegian Continental Shelf No. 1-2017 >>
Les magasinet >>
He will start today, 1 September.
Han tiltrer i dag, 1. september.
He has worked for Shell since 1989.
Han har vært ansatt i Shell siden 1989.
The calculations in the Impact Assessment and the White Paper are based on correct figures from the Norwegian Petroleum Directorate.
Beregningene i Konsekvensutredningen og i Stortingsmeldingen er basert på korrekte tall fra Oljedirektoratet.
However, the gross figure (sales value of presumed resources) for the low scenario listed in the text in the Impact Assessment for the Southeastern Barents Sea, is incorrect.
Bruttotallet (salgsverdien av antatte ressurser) for lavt scenario som er oppgitt i teksten i Konsekvensutredning for Barentshavet sørøst, er imidlertid feil.
We apologise for this.
Det beklager vi.
This has no impact on the other calculations in the report.
Dette har ingen konsekvenser for de øvrige beregningene i rapporten.
The gross figure is not used in these calculations, as net figures (correct gross figure minus costs) are used here.
Bruttotallet er ikke brukt i disse beregningene, her er nettotall (korrekt bruttotall fratrukket kostnader) benyttet.
The error is presented in the text of the Impact Assessment, but not in the White Paper (Report No. 36 to the Storting (2012-2013) - new opportunities for Northern Norway – opening the southeastern Barents Sea for petroleum activities).
Feilen er presentert i teksten til konsekvensutredningen, men ikke i Stortingsmeldingen (melding til Stortinget nr 36 (2012-2013) nye muligheter for Nord-Norge – åpning av Barentshavet sørøst for petroleumsvirksomhet).
Shedding light on the societal effects of the petroleum activities at the regional and local level is an important part of an impact assessment.
En viktig del av en konsekvensutredning er å̊ belyse de samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomheten på̊ regionalt og lokalt nivå̊.
In connection with the impact assessment, the NPD was tasked with providing gross and net figures for two scenarios for the development in the southeastern Barents Sea.
I forbindelse med konsekvensutredningen fikk OD i oppdrag å gi brutto- og nettotall for to scenarioer for utviklingen i Barentshavet sørøst.
This will extend Njord lifetime, and open up opportunities for further developments in the area.
Dette forlenger levetiden for Njord og åpner for ytterligere utbygginger i området.
Njord shut down production in 2016 and the platform was towed to the Aker Stord shipyard – while the Njord B storage ship was taken to Kristiansund – for repairs and upgrades.
Njord stengte produksjonen i 2016 og plattformen ble tauet til verftet Aker Stord – mens lagerskipet Njord B ble tatt inn til Kristiansund – for utbedring og oppgradering.
Now, operating company Statoil and the partners in the Njord Unit production licences, 107 and 132, have submitted an amended PDO for the field – as well as a separate PDO for Bauge, which is covered under production licences 348 and 348 B.
Nå har operatør Statoil og partnerne i utvinningstillatelsene for Njord Unit, 107 og 132, levert inn endret PUD for feltet – samt egen PUD for Bauge som omfattes av utvinningstillatelsene 348 og 348 B.
Expected investments are NOK 15.7 billion for Njord and NOK 4.1 billion for Bauge.
Forventede investeringer er 15,7 milliarder kroner for Njord og 4,1 milliarder kroner for Bauge.
The investments include reinforcement of the hull of the Njord A platform, upgrade of the equipment on deck, drilling of new wells and upgrade of the Njord B storage ship.
Investeringene omfatter forsterkning av skroget til Njord A-plattformen, oppgradering av utstyr på dekket, boring av nye brønner samt oppgradering av lagerskipet Njord B.
Bauge, which is situated about 15 km northeast of Njord, is being developed with a subsea solution, pipeline to Njord A and umbilical from the subsea Hyme field.
Bauge, som ligger om lag 15 kilometer nordøst for Njord, bygges ut med en undervannsløsning, rørledning til Njord A og kontrollkabel fra undervannsfeltet Hyme.
Two production wells and one injection well will be drilled.
Det skal bores to produksjonsbrønner og én injeksjonsbrønn.
The gas will be routed through the Åsgard transport system to the receiving terminal at Kårstø in Rogaland.
Gassen sendes gjennom Åsgard transportsystem til mottaksterminalen på Kårstø i Rogaland.
Provisions will also be made so that the "Pil" discovery in production licence 586, south of Njord, can be tied in to Njord A.
Det legges også til rette for at funnet «Pil» i utvinningstillatelse 586, sør for Njord, kan knyttes opp til Njord A.
"These are two important projects in the development of resources in the Norwegian Sea," says Kalmar Ildstad, assistant director for Development and operation in the Norwegian Petroleum Directorate.
«Dette er to viktige prosjekter i utviklingen av ressurser i Norskehavet,» sier Kalmar Ildstad, underdirektør for Utbygging og drift i Oljedirektoratet.
"We are interested in ensuring investments to extend field lifetimes.
«Vi er opptatt av at det skal tas investeringer for å forlenge levetiden på feltene.
This will allow both recovery and value creation to increase, while also opening up opportunities for developing other discoveries in the area."
På den måten kan utvinningen og verdiskapingen øke, i tillegg til at det åpner opp for muligheter for utvikling av andre funn i området.»
Production started on Njord in 1997.
Produksjonsstart på Njord var i 1997.
Original recoverable resources were 31.8 million standard cubic metres (Sm3) of oil (200 million barrels), 23.4 billion Sm3 gas and 6.4 million tonnes of NGL.
Opprinnelige utvinnbare ressurser var 31,8 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje (200 millioner fat), 23,4 milliarder Sm3 gass og 6,4 millioner tonn NGL.
Estimated remaining reserves are 6.2 million Sm3 oil (39 million bbls), 16.3 billion Sm3 gas and 4.1 million tonnes of NGL.
Antatt gjenværende reserver er 6,2 millioner Sm3 olje (39 millioner fat), 16,3 milliarder Sm3 gass og 4,1 millioner tonn NGL.
Bauge was proven in 2013 (well 6407/8-6).
Bauge ble påvist i 2013 (brønn 6407/8-6).
Recoverable resources are estimated at 7.9 million Sm3 oil (50 million bbls), 1.9 billion Sm3 gas and 1 million tonnes of NGL.
Utvinnbare ressurser er beregnet til 7,9 millioner Sm3 olje (50 millioner fat), 1,9 milliarder Sm3 gass og 1 million tonn NGL.
Production is scheduled to start in the fourth quarter of 2020 for both Njord and Bauge.
Produksjonsstart er planlagt i fjerde kvartal i 2020 for både Njord og Bauge.
The Bauge discovery will be tied in to the upgraded Njord field with planned start-up in 2020.
Funnet Bauge skal knyttes til det oppgraderte Njord-feltet med planlagt oppstart i 2020.
Anticipated investments are NOK 19.8 billion.
Forventede investeringer er 19,8 milliarder kroner.
Production on Njord was halted in 2016 and the facilities were brought to shore for upgrades after cracks were discovered in the structure.
Produksjonen på Njord ble stoppet i 2016 og innretningene ble tatt til land for oppgradering etter at det ble oppdaget sprekker i konstruksjonen.
Production will resume in 2020.
I 2020 starter produksjonen opp igjen.
(Photo: Statoil).
(Foto: Statoil).
Wellbore 25/10-9 will be drilled from the drilling facility Songa Dee at position 59°06’ 34.66” North and 02°10’ 7.81” East after a stay at a ship yard.
Brønnbane 25/10-9 skal bores fra boreinnretningen Songa Dee i posisjon 59° 06’ 34.66” Nord og 02°10’ 7.81” Øst etter verftopphold.
The drilling programme for wellbore 25/10-9 concerns drilling of a wildcat well in production licence 304.
Boreprogrammet for brønnbane 25/10-9 gjelder boring av undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 304.
Lundin is the operator with a 50 per cent interest, while the other licensees are Aker Exploration and Endeavour with 30 and 20 per cent respectively.
Lundin er operatør med 50 prosent andel, mens øvrige rettighetshavere er Aker Exploration og Endeavour med hhv 30 og 20 prosent hver.
The area of this licence consists of parts of blocks 25/10 and 25/7.
Arealet i denne tillatelsen består av deler av blokkene 25/10 & 25/7.
Well 25/10-9 lies about 16 kilometres southwest of the Grane and Balder fields in the central part of the North Sea.
Brønn 25/10-9 er lokalisert om lag 16 km sørvest for Granefeltet og Balderfeltet i midtre del av Nordsjøen.
Production licence was awarded in 2003(APA 2003).
Utvinningstillatelse 304 ble tildelt 12.12.2003 (TFO2003).
The drilling permit has been granted on the condition that all other permits and consents required by other authorities have been secured before the drilling activity commences.
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Some maps are also offered as downloadable GIF or PDF files.
Noen kart tilbys også som nedlastbare GIF- eller PDF-filer.
FactMaps
Faktakart
The NPD's FactMaps are closely integrated with the NPD's FactPages, and they are updated on a daily basis.
ODs Faktakart er tett integrert med ODs Faktasider, og de oppdateres daglig.
The FactMaps contain information about wellbores, surveys, fields and discoveries, production licences, agreement-based areas, permanent facilities and more.
Faktakartene inneholder informasjon om blant annet brønnbaner, undersøkelser, funn og felt, utvinningstillatelser, avtalebaserte områder, og faste innretninger.
Map of the Norwegian continental shelf
Sokkelkart
The Norwegian continental shelf map provides an overview of the production licences on the Norwegian shelf.
Kartet Den norske kontinentalsokkel gir en oversikt over utvinningstillatelsene på norsk sokkel.
The map also shows all fields, discoveries and areas opened up for exploration.
Sokkelkartet viser også alle felt, funn og områder åpnet for leting.
Historical maps of the NCS
Historiske sokkelkart
Here you can find maps dating back to 1965.
Se kart helt tilbake til 1965.
All maps can be downloaded.
Alle kartene er nedlastbare.
Two-way time map
Formkart
A two-way time map covering the nonconformity under the respective Upper Jurassic stratigraphic sequence (north of 69°N) and the Cretaceous stratigraphic sequence (south of 69°N) with primary geological features from the mainland.
Formkart over inkonformitetsflaten under respektive overjuralagrekken (nord for 69°N) og krittlagrekken (sør for 69°N) med geologiske hovedtrekk fra fastlandet.
This is the first field to be developed after the framework agreement regarding cross-border petroleum cooperation was signed by the British and Norwegian authorities in 2005.
Dette er det første feltet som er bygd ut etter at rammeavtalen om petroleumssamarbeid over grenselinjen ble signert av britiske og norske myndigheter i 2005.