natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The appraisal well was drilled to a vertical depth of 2490 metres below the sea surface, and was terminated in the Røye formation in the Upper Permian.
Avgrensingsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2490 meter under havflaten, og ble avsluttet i Røyeformasjonen i øvre perm.
Water depth is 331.5 metres.
Havdypet er 331,5 meter.
The well was drilled by the Island Innovator drilling facility, which will now proceed to production licence 609 in the Barents Sea to drill wildcat well 7220/11-1, also with Lundin Norway AS as the operator.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Island Innovator som skal nå til utvinningstillatelse 609 i Barentshavet for å bore undersøkelsesbrønn 7220/11-1, også den med Lundin Norway AS som operatør.
The well was drilled about four kilometres south of the 7125/4-1 oil and gas discovery and about 105 kilometres northeast of Hammerfest.
Brønnen er boret om lag 4 kilometer sør for olje- og gassfunnet 7125/4-1 og om lag 105 kilometer nordøst for Hammerfest.
The exploration target for the well was to prove petroleum in Early Cretaceous reservoir rocks (intra-Knurr formation).
Letemålet for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidligkritt alder (intra Knurrformasjonen).
Well 7125/4-3 encountered approx. 35-metre thick reservoir rocks with poor reservoir quality in the Knurr formation.
Brønn 7125/4-3 påtraff om lag 35 meter tykke reservoarbergarter med dårlig reservoarkvalitet i Knurrformasjonen.
This is the first exploration well in production licence 393 B, which was carved out from production licence 393 in 2010.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 393 B, som ble fradelt utvinningstillatelse 393 i 2010.
The well was drilled to a vertical depth of 993 metres below the sea surface and was terminated in the Hekkingen formation in the Late Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 993 meter under havflaten, og ble avsluttet i Hekkingenformasjonen av senjura alder.
Water depth is 294 metres.
Havdypet er 294 meter.
Well 7125/4-3 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now drill wildcat well 7319/12-1 in production licence 713, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 7125/4-3 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7319/12-1 i utvinningstillatelse 713 der Statoil Petroleum AS er operatør.
Wellbore 15/12-17 A will be drilled from the Mærsk Giant drilling facility at coordinates 58° 01' 42.62'' North and 1° 55' 23.62'' East.
Brønnbanen 15/12-17 A skal bores fra boreinnretningen Mærsk Giant i posisjon 58° 01' 42.62'' Nord og 1° 55' 23.62'' Øst.
The drilling program for wellbore 15/12-17 A relates to the drilling of an appraisal well in production licence 038 C.
Boreprogrammet for brønnbane 15/12-17 A gjelder boring av avgrensningsbrønn i utvinningstillatelse 038 C.
Talisman is the operator (70%) with Petoro (30%) as the other licensee.
Talisman er operatør (70 %) med Petoro (30 %) som øvrig rettighetshaver.
The area in this licence is located in the southern part of block 15/12, just to the south of Varg, which in turn lies somewhat further south of Sleipner Øst in the North Sea.
Arealet i denne tillatelsen fins i sørlige del av blokk 15/12, like sør for Varg som igjen ligger noe lengre sør for Sleipner Øst i Nordsjøen.
Production licence 038 was awarded as a supplement to the 3rd round in 1975.
Utvinningstillatelse 038 ble tildelt som tillegg til 3. runde i 1975.
A total of 17 wells have been drilled in this block.
Det er boret i alt 17 brønner i blokken.
Mærsk Giant has recently drilled well 15/12-17 S.
Mærsk Giant har nettopp boret brønn 15/12-17 S.
The drilling permit is conditional upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity commences.
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter, er gitt før boreaktiviteten starter.
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, +47 51 87 61 00.
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, 51876100
The IOR prize is awarded to fields, companies or individuals that exhibit the courage, willingness and ability to improve oil recovery beyond the statutory expectations.
Prisen tildeles felt, selskap eller individer som utviser mot, vilje og evne til å øke utvinningen utover lovpålagte forventninger.
Work was also done last year to improve oil recovery from the fields on the Norwegian shelf to maintain production in accordance with the approved plans.
Det ble også i fjor arbeidet for å øke oljeutvinningen fra feltene på norsk sokkel for å opprettholde produksjonen i forhold til allerede godkjente planer.
However, no measures were approved or implemented that met the criteria for the NPD's prize.
Det ble ikke vedtatt eller gjennomført vesentlige tiltak som førte til økt produksjon utover dette og som møtte kriteriene til ODs pris.
This has also occurred in the past, in 2002.
Dette har skjedd et år tidligere, i 2002.
After 2002, we saw definite improvements and had a number of worthy candidates for the prize in 2003.
Etter det så vi klare forbedringer og hadde flere verdige kandidater året etter.
More than half of the oil in a reservoir can be left behind after planned field cessation.
Mer enn halvparten av oljen kan bli liggende igjen i undergrunnen etter planlagt feltavslutning.
If we manage to extract more of this volume, the value creation could be enormous.
Verdiskapingen kan bli enorm dersom vi greier å få ut mer av dette volumet.
In 2005, the authorities set a goal of reserve growth of 5 billion barrels of oil (800 million Sm3) by 2015.
I 2005 satte myndighetene et mål om en reservevekst på 5 milliarder fat olje (800 millioner Sm3) innen 2015.
Reserves growth in the last couple of years has been considerably lower than expected.
De siste par årene har reserveveksten vært betydelig lavere enn forventet.
There appears to be a trend on the part of the oil companies to prioritise short-term measures to boost production from day to day, and to increase production in the year to come.
Det ser ut til at trenden blant oljeselskapene er å prioritere kortsiktige tiltak for å øke produksjonen fra dag til dag og for å øke neste års produksjon.
In spite of extremely high oil prices well into 2008, no measures were implemented with a more long-term production perspective.
Til tross for at oljeprisen var svært høy til langt ut i 2008, ble det ikke satt i verk tiltak med et mer langsiktig produksjonsperspektiv.
The NPD regrets the apparent lack of willingness to invest for the future, with a conscious commitment to research, technological development, pilot projects, and the willingness to use new methods on the fields.
OD savner viljen til å investere for framtiden, med bevisst satsing på forskning, teknologiutvikling, pilotprosjekter og vilje til å ta i bruk nye metoder på feltene.
It was precisely this type of commitment that created the substantial additional volumes produced from the fields in the 1980s and 1990s.
Det var denne typen satsing som skapte store tilleggsvolumer fra feltene på norsk sokkel på 1980- og 1990-tallet.
As things stand now, far too many good projects are being postponed.
Slik det er nå, blir altfor mange gode prosjekter utsatt.
This could result in effects such as the loss of profitable but time-critical resources.
Dette kan blant annet medføre at tidskritiske lønnsomme ressurser går tapt.
Making decisions to promote improved recovery in the next few years is particularly important for the large fields.
Særlig for de store feltene er det viktig at beslutninger om økt utvinning fattes de nærmeste årene.
The IOR prize has a strategic importance in highlighting the NPD's focus on improved oil recovery and value creation from the Norwegian shelf.
IOR-prisen er strategisk viktig for å synliggjøre ODs fokus på økt oljeutvinning og verdiskaping fra norsk sokkel.
Several candidates have been considered, but none fulfilled the criteria for the prize in 2008.
Flere kandidater har vært vurdert, men i 2008 var det ingen som oppfylte kriteriene for prisen.
The Norwegian Petroleum Directorate's prize for Improved Oil Recovery, the IOR prize, was first awarded in 1998.
Oljedirektoratets pris for økt oljeutvinning, IOR-prisen, ble første gang tildelt i 1998.
It has been awarded nine times, in recognition of creativity, steadfastness and willingness to take risks when it comes to using methods and technology that can improve recovery beyond what can be expected with the existing incentives.
Den har vært utdelt ni ganger som en anerkjennelse for kreativitet, standhaftighet og risikovilje når det gjelder å ta i bruk metoder og teknologi som kan øke utvinningen utover det som kan forventes med de insentivene som eksisterer.
Previous winners:
Tidligere prisvinnere:
1998: Hydro.
1998: Norsk Hydro.
Troll oil field
Troll oljefelt
1999: Saga.
1999: Saga.
Foam assisted Water alternating Gas injection, FAWAG pilot on the Snorre field
Skum/såpe brukt på Snorre
2000: Phillips petroleum.
2000: Phillips Petroleum.
IOR/EOR projects decided in times with low oil prices
Tiltak for økt oljeutvinning på Ekofisk
2001: Statoil and Egil Sunde.
2001: Statoil og Egil Sunde.
Use of bacteria, MEOR; in the Norne field
Bakteriebruk på Norne
2002: No prize
2002: Ingen
2003: BP.
2003: BP.
Life of Field Seismic
Life of Field Seismic
2004: Gullfaks licence.
2004: Gullfaks.
Project decisions onadvanced drilling and new methods for produced water treatment
Prosjektbeslutninger om avansert boring og vannbehandling
Drilling and well technology on the Troll field
Bore- og brønnløsninger
2007: Talisman.
2007: Talisman.
Reopening of the Yme field
Gjenåpning av Yme
The well was drilled about 65 kilometres southwest of the oil and gas discovery 7220/8-1 Johan Castberg and 130 km northwest of the Snøhvit field in the Barents Sea.
Brønnen er boret om lag 65 kilometer sørvest for olje- og gassfunnet 7220/8-1 Johan Castberg og 130 km nordvest for Snøhvitfeltet i Barentshavet.
The well's primary exploration target was to prove petroleum in Upper Cretaceous reservoir rocks (the Kviting formation) and Lower Cretaceous (upper part of the Kolmule formation).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i øvre kritt (Kvitingformasjonen) og nedre kritt (øvre del av Kolmuleformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks in the lower part of the Kolmule formation.
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter i nedre del av Kolmuleformasjonen.
The well encountered shallow siltstone layers in the Kviting formation with elevated gas readings in a gross interval of about 35 metres.
Brønnen påtraff tynne siltsteinslag i Kvitingformasjonen med forhøyede gasslesninger i et brutto intervall på rundt 35 meter.
Mobile gas was detected in a sandy siltstone layer.
I et sandig siltsteinslag ble det målt bevegelig gass.
Reservoir rocks were not encountered in the Kolmule formation.
I Kolmuleformasjonen er det ikke påtruffet reservoarbergarter.
The well was classified as dry, with traces of gas.
Brønnen klassifiseres som tørr med spor av gass.
The well is the first exploration well in production licence 607.
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 607.
The production licence was awarded in the 21st licensing round.
Tillatelsen ble tildelt i 21. konsesjonsrunde.
The well was drilled to a vertical depth of 3000 metres below the sea surface and was terminated in Early Cretaceous rocks from the Kolmule formation.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3000 meter under havflaten og ble avsluttet i Kolmuleformasjonen av tidlig kritt alder.
Water depth at the site is 385 metres.
Havdypet er 385 meter.
Well 7218/8-1 S was drilled by the Transocean Barents drilling facility, which will now proceed to production licence 537 in the Barents Sea to drill wildcat well 7324/7-2, where OMV (Norge) AS is the operator.
Brønn 7218/8-1 ble boret av Transocean Barents som nå skal til utvinningstillatelse 537 i Barentshavet for å bore undersøkelsesbrønn 7324/7-2 der OMV (Norge) AS er operatør.
The well was drilled about 20 kilometres northeast of oil and gas discovery 7120/1-3 and about 190 kilometres northwest of Hammerfest.
Brønnen er boret om lag 20 kilometer nordøst for olje- og gassfunnet 7120/1-3 og om lag 190 kilometer nordvest for Hammerfest.
The well’s primary exploration target was to prove petroleum in sandstone rocks from the Middle Triassic period (Kobbe formation in the Sassendalen group) and in carbonate rocks from the Permian period (Ørn formation in the Gipsdalen group).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i sandsteinsbergarter av mellomtrias alder (Kobbeformasjonen i Sassendalengruppen) og i karbonatbergarter av perm alder (Ørnformasjonen i Gipsdalengruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Carboniferous period (Falk formation in the Gipsdalen group).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av karbon alder (Falkformasjonen i Gipsdalengruppen).
The well encountered a 45-metre total oil column with an overlying 10-metre gas column in carbonate rocks in the Gipsdalen group, with good reservoir properties.
Brønnen påtraff en total oljekolonne på om lag 45 meter med en overliggende gasskolonne på 10 meter i karbonatbergarter i Gipsdalengruppen, med gode reservoaregenskaper.
Preliminary estimates of the size of the discovery are between 14 and 50 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil, and between 5 and 17 billion standard cubic metres of recoverable gas.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 14 og 50 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass.
Further delineation of the discovery is planned for 2015.
Videre avgrensning av funnet planlegges i 2015.
Extensive data collection and sampling have been performed.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The maximum production rate was 518 Sm3 of oil and 48 700 Sm3 of associated gas per flow day through a 36/64-inch nozzle.
Maksimum produksjonsrate var på 518 Sm3 olje og 48700 Sm3 assosiert gass per strømningsdøgn gjennom en 36/64 tommers dyseåpning.
The gas/oil ratio is 94 Sm3/Sm3.
Gass/olje-forholdet er 94 Sm3/Sm3.
The well was drilled to a vertical depth of 2221 metres below the sea surface, and was terminated in the Ugle formation from the Late Carboniferous period.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2221 meter under havflaten, og ble avsluttet i Ugleformasjonen av seinkarbon alder.
The water depth is 388 metres.
Havdypet er 388 meter.
The well was drilled about 40 kilometres northeast of the oil and gas discovery 7220/8-1 Johan Castberg in the Barents Sea, and about 260 kilometres northwest of Hammerfest.
Brønnen er boret om lag 40 kilometer nordøst for olje- og gassfunnet 7220/8-1 Johan Castberg i Barentshavet og om lag 260 kilometer nordvest for Hammerfest.
The primary exploration target for the well was to prove the presence of petroleum in Middle to Early Jurassic reservoir rocks (the Stø, Nordmela and Tubåen formations).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellom- til tidligjura alder (Stø-, Nordmela- og Tubåenformasjonen).
The secondary target was to prove the presence of petroleum in Late/Middle Triassic reservoir rocks (the Snadd formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sen- til mellomtrias alder (Snaddformasjonen).
The well encountered a gas column of about 85 meters in the Stø and Nordmela formations with a reservoir quality ranging from very good to excellent.
Brønnen påtraff en gasskolonne på om lag 85 meter i Stø- og Nordmelaformasjonen, med meget god til svært god reservoarkvalitet.
The Snadd formation was found to have more varied reservoir properties, but is an aquifer.
Snaddformasjonen ble påtruffet med mer varierte reservoaregenskaper, men er vannførende.
Preliminary estimations of the size of the discovery are between 1 and 2 billion standard cubic meters (Sm3) of recoverable gas.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom en og to milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
This is the first exploration well in production licence 714.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 714.
The licence was awarded in the 22nd licensing round in 2013.
Tillatelsen ble tildelt i 22. konsesjonsrunde i 2013.
The well was drilled to a vertical depth of 1554 meters below the sea surface, and was terminated in the Snadd formation.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 1554 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen.
The water depth is 429 meters.
Havdypet er 429 meter.
Well 7220/2-1 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility, which will now proceed to drill wildcate well 7227/10-1 in production licence 230, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 7220/2-1 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7227/10-1 i utvinningstillatelse 230, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well has been drilled about 11 kilometres northwest of the 7220/8-1 Johan Castberg discovery in the Barents Sea and about 247 kilometres northwest of Hammerfest.
Brønnen er boret om lag 11 kilometer nordvest for funnet 7220/8-1 Johan Castberg i Barentshavet og om lag 247 kilometer nordvest for Hammerfest.
The well’s primary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle and Early Jurassic (Stø, Nordmela and Tubåen formations).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellom- og tidligjura alder (Stø-, Nordmela- og Tubåenformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Late Triassic (Snadd formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Snaddformasjonen).
The well encountered a gross gas column of about 130 metres in the Stø and Nordmela formations, with poorer reservoir quality than expected.
Brønnen påtraff en brutto gasskolonne på om lag 130 meter i Stø- og Nordmelaformasjonen, med dårligere reservoarkvalitet enn forventet.
In the Snadd formation, the well encountered an approx. 45-metre tall gross gas column.
I Snaddformasjonen påtraff brønnen en om lag 45 meter brutto gasskolonne.
Preliminary calculations indicate that the discovery totals between two and four billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Foreløpige beregninger tyder på at funnet rommer mellom to og fire milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The well was not formation tested, but extensive data collection and sampling have been carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
This is the sixth exploration well in production licence 532.
Dette er den sjette letebrønnen i utvinningstillatelse 532.
The well was drilled to a vertical depth of 3209 metres below the sea surface, and was terminated in the Snadd formation from the Middle to Late Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3209 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen av mellom- til sentrias alder.
Water depth is 403 metres.
Havdypet er 403 meter.
Well 7220/4-1 was drilled by the West Hercules drilling facility, which will now move on to drill wildcat well 7220/7-3 S on another prospect in the same production licence.
Brønn 7220/4-1ble boret av boreinnretningen West Hercules, som etterpå skal bore undersøkelsesbrønn 7220/7-3 S på et annet prospekt i samme utvinningstillatelse.
The well has been drilled in the Barents Sea, about 15 kilometres southwest of the 7220/8-1 Johan Castberg discovery and 230 kilometres northwest of Hammerfest.
Brønnen er boret i Barentshavet, om lag 15 kilometer sørvest for funnet 7220/8-1 Johan Castberg og 230 kilometer nordvest for Hammerfest.
The well's primary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle and Early Jurassic Age (the Stø and Nordmela formations).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellom- og tidligjura alder (Stø-, og Nordmelaformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir rocks from the Late Triassic Age (the Fruholmen formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Fruholmenformasjonen).
The well encountered a 68-metre gross gas column in the Stø formation and an 86-metre gross oil column in the Stø and Nordmela formations.
Brønnen påtraff en brutto gasskolonne på 68 meter i Støformasjonen og en brutto oljekolonne på 86 meter i Stø- og Nordmelaformasjonen.
The reservoir quality in the Stø formation is very good.
Reservoarkvaliteten i Støformasjonen er meget god.
The reservoir quality in the Nordmela formation is variable, but about half of the oil zone was encountered in sandstone with very good reservoir quality.
I Nordmelaformasjonen er reservoarkvaliteten variabel, men om lag halve oljesonen er påtruffet i sandsteiner av meget god reservoarkvalitet.
The Fruholmen formation has poor reservoir properties, and is aquiferous.
Fruholmenformasjonen har dårlige reservoaregenskaper, og er vannførende.
Preliminary calculations of the size of the discovery are between seven and ten million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom sju og ti millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The discovery will be considered for tie-in to 7220/8-1 Johan Castberg.
Funnet vil bli vurdert tilknyttet 7220/8-1 Johan Castberg.
This is the seventh exploration well in production licence 532.
Dette er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 532.
The license was awarded in the 20th licensing round in 2009.
Tillatelsen ble tildelt i 20. konsesjonsrunde i 2009.
The well was drilled to a vertical depth of 2029 metres below the sea surface and was terminated in the Fruholmen formation from the Late Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2029 meter under havflaten, og ble avsluttet i Fruholmenformasjonen av sentrias alder.
Water depth at the site is 345 metres.
Havdypet er 345 meter.
Well 7220/7-3 S was drilled by the West Hercules drilling facility, which will move on to assignments outside the Norwegian shelf.
Brønn 7220/7-3 S ble boret av boreinnretningen West Hercules som nå går til oppdrag utenfor norsk sokkel.
The well was drilled about 80 kilometres northeast of the Snøhvit field in the Barents Sea and about 160 kilometres northwest of Hammerfest.
Brønnen er boret om lag 80 kilometer nordøst for Snøhvitfeltet i Barentshavet og om lag 160 kilometer nordvest for Hammerfest.
The objective of the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Middle Triassic (Kobbe formation).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomtrias alder (Kobbeformasjonen).
The well encountered a gross oil column of about 30 metres in the Kobbe formation, of which about 20 metres in sandstone with much poorer reservoir quality than expected.
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på om lag 30 meter i Kobbeformasjonen, hvorav om lag 20 meter i sandsteiner, med langt dårligere reservoarkvalitet enn forventet.
Several thin layers of sandstone were also encountered deeper in the Kobbe formation, but these were tight.
Det ble også påtruffet flere tynne sandsteinslag dypere ned i Kobbeformasjonen, men disse var tette.
The poor reservoir properties made it impossible to establish gradients from the pressure measurements.
På grunn av de dårlige reservoaregenskapene, var det ikke mulig å etablere gradienter fra trykkmålingene.
Therefore, no oil/water contact was encountered.
Ingen olje/vann kontakt ble derfor påtruffet.
Preliminary assessments indicate that the discovery is not commercially interesting.
Foreløpige vurderinger av funnet er at det er økonomisk uinteressant.
A formation test (mini-DST) was performed, but revealed very poor flow properties.
En formasjonstest (mini-DST) er utført, men den viste meget dårlige strømningsegenskaper.
This is the first exploration well in production licence 659.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 659.