natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Enoch field is situated on the border between the Norwegian and British continental shelves, with approx. 80 per cent on the British side and 20 per cent on the Norwegian side.
Enochfeltet ligger på grensen mellom norsk og britisk kontinentalsokkel, med 80 prosent på britisk side og 20 prosent på norsk side.
Eva Halland, director responsible for cross-border fields in the Norwegian Petroleum Directorate (NPD), notes that the cooperation between the authorities in connection with the Enoch development has gone very well.
Eva Halland, direktør med ansvar for grensefelt i Oljedirektoratet, konstaterer at samarbeidet mellom myndighetene i forbindelse med utbyggingen har gått svært bra.
"We hope that the Enoch agreement will become a model for subsequent developments," she said.
- Vi håper avtalen om Enoch danner mønster for seinere utbygginger, sier hun.
When the large cross-border fields Frigg, Statfjord and Murchinson in the North Sea were developed, separate agreements were signed between the British and Norwegian authorities for each field.
Da de store grensefeltene Frigg, Statfjord og Murchinson i Nordsjøen ble bygd ut, ble det inngått separate avtaler mellom britiske og norske myndigheter for hvert felt.
Since the cross-border fields of the future will be smaller than these three, the authorities in the two countries in 2005 agreed to enter into a framework agreement.
Siden framtidens grensefelt ville bli mindre enn disse tre, ble myndighetene i de to landene i 2005 enige om å inngå en rammeavtale.
The objective of the framework agreement is to contribute towards efficient developments and ensure that the framework conditions in the two respective nations do not present an obstacle to development of fields that are located on both the Norwegian and British sides of the border.
Målet for rammeavtalen er å bidra til effektive utbygginger og sørge for at to ulike nasjoners rammeverk ikke hindrer utbygging av felt som ligger både på norsk og britisk side.
The Enoch field was proven in 1985 and is developed with one horizontal well drilled from a template connected to the Brae A platform 16 km north-west of Enoch.
Enochfeltet ble påvist i 1985 og er utviklet med en horisontalbrønn boret fra en bunnramme som er oppkoblet mot Brae A-plattformen 16 kilometer nordvest for Enoch.
Talisman is the operator.
Talisman er operatør.
Expected production is 12,000-14,000 barrels of oil and 550,000-600,000 standard cubic metres of gas per day.
Det forventes en produksjon på 12.000-14.000 fat olje og 550.000-600.000 standard kubikkmeter gass per dag.
The oil will be treated on Brae A and exported through the Forties pipeline system to the United Kingdom.
Oljen blir behandlet på Brae A og eksportert gjennom Forties rørledningssystem til Storbritannia.
The ownership structure in Enoch is as follows: Talisman North Sea Ltd.
Eierskapsfordelingen i Enoch er Talisman North Sea Ltd.
(24 per cent), Talisman LNS Ltd.
(24 prosent), Talisman LNS Ltd.
(1.2 per cent), Dyas UK Ltd.
(1,2 prosent), Dyas UK Ltd.
(14 per cent), Bow Valley Petroleum (UK) Ltd.
(14 prosent), Bow Valley Petroleum (UK) Ltd.
(12 per cent), ROC Oil (GB) Ltd.
(12 prosent), ROC Oil (GB) Ltd.
(12 per cent), Dana Petroleum (E&P) Ltd.
(12 prosent), Dana Petroleum (E&P) Ltd.
(8.8 per cent), Endeavour Energy (UK) Ltd.
(8,8 prosent), Endeavour Energy (UK) Ltd.
(8 per cent), Statoil ASA (11.78 per cent), Altinex Oil AS (4.36 per cent), Det Norske Oljeselskap AS (2 per cent) and Dong Norge AS (1.86 per cent).
(8 prosent), Statoil ASA (11,78 prosent), Altinex Oil AS (4,36 prosent), Det Norske Oljeselskap AS (2 prosent) og Dong Norge AS (1,86 prosent).
The purpose of the changes is to simplify and clarify the use of the consent provision.
Hensikten med endringene er å forenkle og klargjøre bruken av samtykkebestemmelsen.
The revised guideline can be found at npd.no and is effective from today’s date.
Revidert veiledning finnes på npd.no og er gjeldende fra dags dato.
Go to guidelines >>
Gå til veiledninger >>
SMIL was established in 2015 as part of the Government’s program to digitize interaction between the authorities and the oil companies.
SMIL ble etablert i 2015 som del av regjeringens program for å digitalisere samhandling mellom myndighetene og oljeselskapene.
From start, SMIL has been used for applications to extend deadlines for work commitments in production licences.
SMIL er fra oppstart benyttet til søknader om utsettelse av frister for arbeidsforpliktelser i utvinningstillatelsene.
From 15 September 2017, SMIL will also be used for notifications from the operators to MPE/NPD on decisions taken in the licences.
Fra 15.september 2017 skal SMIL også brukes til meldinger fra operatør til OED/OD om beslutninger tatt i lisensene.
“The objective of SMIL, which is an acronym for Smart Interactive Licence management, is to streamline and enhance communication and application processes for the companies and for the NPD,” says Maria Juul, assistant director of information management .
«Hensikten med SMIL, som står for smart interaktiv lisensadministrasjon, er å strømlinjeforme og forbedre kommunikasjon og søknadsprosesser for selskapene og for OD,» sier Maria Juul, som er underdirektør for informasjonsforvaltning.
The applications and notifications that are submitted to the authorities through SMIL, are related to the work commitments and deadlines during the exploration period (initial period).
Søknader og meldinger som sendes inn til myndighetene via SMIL, gjelder arbeidsforpliktelsene som utvinningstillatelsene har i leteperioden (initiell periode).
After being awarded, the production licences usually have to carry out a work programme, which may include seismic acquisition and drilling of exploration wells within a set of deadlines.
Etter tildeling må utvinningstillatelser vanligvis gjennomføre et arbeidsprogram, som kan omfatte innsamling av seismikk og boring av letebrønner, med et sett av tidsfrister.
This challenge is one of the reasons why the Diskos Database was established in 1995 as a joint solution for seismic data in Norway.
Diskos-databasen ble etablert i 1995, som en fellesløsning på denne utfordringen.
The database covers data sets back to 1980 and is now being successfully used by all oil companies active in Norway, in addition the service industry, all Norwegian Universities and a number of UK Universities.
Databasen omfatter seismiske data helt tilbake fra 1980 og brukes aktivt av alle oljeselskap i Norge, i tillegg til at leverandørindustrien og universiteter i Norge og Storbritannia bruker Diskos.
Not all data is stored in Diskos, however, so a central topic of discussion is how older seismic data (mainly pre-1980) should be successfully managed to ensure long-term preservation and use of such data.
Ikke alle seismiske data er lagret i Diskos, og det blir diskutert hvordan eldre seismikk (før 1980) skal håndteres i et langsiktig perspektiv.
Older media can often be very challenging to read due to obsolete data storage technology and lack of equipment needed to transfer data to new media in sustainable storage solutions.
Eldre lagringsmedia er ofte vanskelig å lese på grunn av gammel teknologi og manglende tilgang til utstyr som kan overføre slike data til nye media.
Older data can often be of very high value despite its age.
Eldre data er ofte svært verdifulle.
New processing techniques and technology can often glean “new” information out of the older data, especially when such data is used in conjunction with newer data and also a greater understanding of the subsurface offshore.
Nye prossesseringsmetoder kan ekstrahere «ny» informasjon, og når eldre data brukes sammen med nyere data, kan det bidra til økt forståelse av geologien.
It is also a major challenge that the sheer volumes of data being acquired is still growing exponentially.
Det er også utfordrende for forvaltning av seismiske data at volumene øker eksponensielt.
The latest research clearly demonstrates the limits of storage for disk-based solutions when compared to tape storage, which still have a huge potential for providing cost-efficient solutions for ever increasing volumes.
Nyere forskning viser at den disk-baserte løsningen har sine begrensninger sammenlignet med tape-lagring.
The challenge for industry and indeed the authorities is to be able to choose the right “mix” of technologies that can form the basis of a sustainable solution for long into the future.
Tape-lagring har fortsatt et stort potential, og det er viktig at industrien og myndighetene velger rett blanding av teknologier som kan danne grunnlag for levedyktige løsninger for framtiden.
The NPD hosted a seminar about these topics recently.
Oljedirektoratet arrangerte nylig et seminar med fokus på lagring av seismiske data.
The handouts from the event are available here:
Presentasjonene fra seminaret ligger her:
The Future of Seismic Storage >>
The Future of Seismic Storage >>
See also: https://doi.org/10.1190/tle34080944.1
Se også: https://doi.org/10.1190/tle34080944.1
Operator Statoil is planning start-up in late June 2017.
Operatør Statoil planlegger oppstart sent juni 2017.
The field has been developed with a production facility resting on the seabed and an oil storage ship, in water depths of 110-120 metres.
Feltet er bygget ut med en bunnfast produksjonsinnretning og et lagerskip for olje på 110-120 meters havdyp.
The oil will be exported via buoy loaders, and the rich gas will be sent to the Sleipner A platform for final processing.
Olje skal eksporteres via bøyelasterskip, og rikgassen sendes til Sleipner A-plattformen for sluttprosessering.
Gas for gas injection will be imported from Zeepipe 2A (Gassled).
Gass til gassinjeksjon skal importeres fra Zeepipe 2A (Gassled).
The field will be tied in to a joint solution with power supply from shore for the Utsira High.
Feltet skal knyttes til en felles løsning for kraftforsyning fra land for Utsirahøgda.
The recoverable reserves for Gina Krog are 16.8 million standard cubic metres (Sm3) oil, 11.8 billion Sm3 gas and 3.2 million tonnes NGL.
De utvinnbare reservene for Gina Krog er 16,8 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje, 11,8 milliarder Sm3 gass og 3,2 millioner tonn NGL.
Investment costs are expected to reach NOK 30.9 billion, which is well within the range of uncertainty listed in the Plan for Development and Operation (PDO).
Investeringskostnadene er forventet å bli 30,9 milliarder kroner som er godt innenfor usikkerhetsintervallet i Plan for utbygging og drift (PUD).
Statoil is the operator in production licences 029 B, 029 C, 048 and 303.
Det er Statoil som er operatør i utvinningstillatelsene 029 B, 029 C, 048 og 303.
The oil field, which was proven in 1974, is located on the border between the UK and Norwegian shelves in the southern part of the Norwegian sector.
Oljefeltet, som ble påvist i 1974, ligger på grensen mellom britisk og norsk sokkel i sørlig del av norsk sektor.
The field was developed as a subsea development tied in to the Clyde facility on the UK shelf via a 25-km pipeline.
Feltet er bygd ut som en havbunnsutbygging knyttet opp til Clyde-innretningen på britisk sokkel via en 25 kilometer lang rørledning.
The oil is then transported on to the Teesside terminal in the UK.
Oljen blir videre transportert til Teesside-terminalen i Storbritannia.
Flyndre is expected to produce up to 1590 standard cubic metres (10 000 barrels) of oil equivalents per day, until 2023.
Flyndre er ventet å produsere opptil 1590 standard kubikkmeter (10 000 fat) oljeekvivalenter daglig, fram til 2023.
Total recoverable resources are about three million standard cubic meters (19.2 million barrels) of oil equivalents.
Totale utvinnbare ressurser er om lag tre millioner standard kubikkmeter (19,2 millioner fat) oljeekvivalenter.
The licensees in Flyndre are Maersk Oil UK Limited (65.941 per cent), Repsol Sinopec Resources UK Limited (22.739), Repsol Sinopec North Sea Limited (4.24), Maersk Oil Norway AS (6.255), Statoil Petroleum AS (0.471) and Petoro AS (0.354).
Rettighetshavere i Flyndre er Maersk Oil UK Limited (65,941 prosent), Repsol Sinopec Resources UK Limited (22,739), Repsol Sinopec North Sea Limited (4,24), Maersk Oil Norway AS (6,255), Statoil Petroleum AS (0,471) og Petoro AS (0,354).
Map of the Flyndre field
Kart som viser Flyndre-feltet
During the first six months of the year, six discoveries were made, six development plans have been approved and three new fields have started producing.
I første halvår er det gjort seks funn, seks utbyggingsplaner er godkjent og tre nye felt er satt i produksjon.
Total petroleum production so far in 2017 is about 119.9 million standard cubic metres of oil equivalents (Sm3 o.e.).
Den totale petroleumsproduksjonen så langt i 2017 er om lag 119,9 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3o.e.).
Of this, 47.5 million Sm3 are oil and 11.4 million Sm3 are NGL and condensate.
Av dette er 47,5 millioner Sm3 olje og 11,4 millioner Sm3 NGL og kondensat.
61 billion Sm3 of gas have been sold.
Det er solgt 61 milliarder Sm3 gass.
The total volume is 1.4 million Sm3 o.e. higher than in 2016.
Totalvolumet er 1,4 millioner Sm3 o.e. høyere enn i 2016.
During the first half of the year, 15 exploration wells were drilled; nine wildcat wells and six appraisal wells.
I første halvår i år er det boret 15 letebrønner; ni undersøkelsesbrønner og seks avgrensningsbrønner.
Six discoveries were made; two in the North Sea, two in the Norwegian Sea and two in the Barents Sea.
Det er gjort seks funn; to i Nordsjøen, to i Norskehavet og to i Barentshavet.
In the North Sea, gas was discovered in Statoil’s wildcat well 34/11-6 S near the Valemon field.
I Nordsjøen ble det funnet gass i Statoils undersøkelsesbrønn 34/11-6 S ved Valemon-feltet.
The preliminary estimate for the discovery is between 3 and 8 million Sm3 of recoverable o.e.
Funnet er foreløpig estimert til mellom 3 og 8 millioner Sm3 utvinnbare o.e.
Oil and gas were proven in Statoil’s wildcat well 34/10-55 S northeast of the Gullfaks field in the North Sea.
I Statoils undersøkelsesbrønn 34/10-55 S nordøst for Gullfaks-feltet i Nordsjøen ble det påvist olje og gass.
Preliminary resource estimates are between 1 and 3 million Sm3 of recoverable o.e.
Foreløpige ressursanslag er mellom 1 og 3 millioner Sm3 utvinnbare o.e.
Two appraisal wells have also been drilled in the North Sea; Statoil’s well 16/2-22 S delineated the Johan Sverdrup field.
Det er også boret to avgrensningsbrønner i Nordsjøen: Statoils brønn 16/2-22 S avgrenset Johan Sverdrup-feltet.
The well encountered a 15-metre oil column in a moderate to poor reservoir.
Brønnen traff på en 16 meter oljekolonne i et moderat til dårlig reservoar.
The original resource estimate of 302-477 million Sm3 of recoverable o.e. is unchanged.
Det opprinnelige ressursanslaget på 302-477 millioner Sm3 utvinnbare o.e. er uendret.
Lundin’s well 16/1-27 delineated the Edvard Grieg field.
Lundins brønn 16/1-27 avgrenset Edvard Grieg-feltet.
The well encountered a 15-metre oil column in a very good reservoir.
Brønnen traff på en 15 meter oljekolonne i svært godt reservoar.
The resource estimate, which was 35 million Sm3 of recoverable o.e. before this well was drilled, will be increased by between 1.6 and 4.8 million Sm3.
Ressursanslaget, som var 35 millioner Sm3 utvinnbare o.e. før denne brønnen ble boret, økes med mellom 1,6 og 4,8 millioner Sm3.
The drilling of appraisal well 6507/3-12 A was stopped due to technical difficulties.
Boringen av avgrensningsbrønn 6507/3-12 A ble stoppet på grunn av tekniske problemer.
In the Barents Sea, Lundin discovered oil and gas in wildcat well 7219/12-1 and appraisal well 7219/12-1 A northwest of the Alta discovery.
I Barentshavet fant Lundin olje og gass i undersøkelsesbrønn 7219/12-1 og avgrensningsbrønn 7219/12-1 A nordvest for Alta-funnet.
The preliminary volume estimate is between 5.5 and 16 million Sm3 of recoverable o.e.
Foreløpig volumanslag er mellom 5,5 og 16 millioner Sm3 utvinnbare o.e.
Statoil made an oil discovery in wildcat well 7219/9-2 about 23 kilometres southwest of discovery well 7220/8-1, Johan Castberg.
Statoil gjorde et oljefunn i undersøkelsesbrønn 7219/9-2 om lag 23 kilometer sørvest for funnbrønnen 7220/8-1 Johan Castberg.
Preliminary calculations show that the discovery contains between 4 and 8 million Sm3 of recoverable oil.
Foreløpige beregninger viser at funnet inneholder mellom 4 og 8 millioner Sm3 utvinnbar olje.
One appraisal well was drilled in the Barents Sea this year.
Det er boret én avgrensningsbrønn i Barentshavet i år.
Lundin’s well 7120/1-5 on the Gohta discovery encountered a poor reservoir with traces of hydrocarbons and is classified as dry.
Lundins brønn 7120/1-5 på Gohta-funnet traff på et dårlig reservoar med spor av hydrokarboner og er klassifisert som tørr.
The original resource estimate of 10-21 million Sm3 of recoverable oil and 5-8 million Sm3 of recoverable gas will be reduced as a result of this.
Det opprinnelige ressursanslaget på 10-21 millioner Sm3 utvinnbar olje og 5-8 millioner Sm3 utvinnbar gass blir redusert som følge av dette.
Planned exploration wells in the second half of the year
Planlagte letebrønner i andre halvår
Between 20 and 25 exploration wells are planned in the second half of 2017.
I andre halvår 2017 er det planlagt mellom 20 og 25 letebrønner.
There could be between eight and ten wells in both the Barents Sea and North Sea, while there could be as many as five in the Norwegian Sea.
Både i Barentshavet og i Nordsjøen kan det bli mellom åtte og ti letebrønner, mens det kan bli inntil fem i Norskehavet.
Of these, three are ongoing, 7121/8-1 and 7220/11-4 in the Barents Sea and 31/7-2 S in the North Sea.
Av disse er det tre som pågår, 7121/8-1 og 7220/11-4 i Barentshavet og 31/7-2 S i Nordsjøen.
Mapping of the eastern parts of the Barents Sea north
Kartlegging av de østlige delene av Barentshavet nord
In April, the NPD presented the results from a mapping of the Norwegian part of the eastern Barents Sea north.
I april la OD fram resultatet av en kartlegging av det norske havområdet i den østlige delen av Barentshavet nord.
The area constitutes about 171,000 km2, and is not open for petroleum activity.
Området utgjør et areal på om lag 171.000 km2, og er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet.
The resources in the area are estimated at 1.4 billion Sm3 of oil equivalents.
Ressursene i området er anslått til 1,4 milliarder Sm3 o.e.
About 60 per cent of the resources are most likely liquid, and the rest is gas.
Om lag 60 prosent av ressursene er trolig væske, og resten gass.
Doubling the resource estimate for the Barents Sea >>
Dobler ressursanslaget for Barentshavet >>
Geological assessment of petroleum resources in eastern parts of Barents Sea north 2017 >>
Geologisk vurdering av petroleumsressursene i østlige deler av Barentshavet nord 2017 >>
Awards in predefined areas (APA) 2016 and 2017
Tildelinger i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2016 og 2017
In mid-January, the Ministry of Petroleum and Energy (MPE) awarded 56 new production licences to 29 companies in APA 2016.
I midten av januar tildelte Olje- og energidepartementet (OED) 56 nye utvinningstillatelser til 29 selskap i TFO 2016.
Thirty-three companies applied.
Det var 33 selskap som søkte.
Thirty-six production licences were awarded in the North Sea, 17 in the Norwegian Sea and three in the Barents Sea.
Det ble tildelt 36 utvinningstillatelser i Nordsjøen, 17 i Norskehavet og tre i Barentshavet.
APA 2017 was announced on 2 May with an application deadline of 1 September.
TFO 2017 ble utlyst 2. mai med søknadsfrist 1. september.
As from this year, applications shall be submitted to the NPD digitally.
Nytt av året er at søknadene skal leveres til OD digitalt.
APA 2017 - announcement >>
TFO-2017 - Utlysning >>
24th licensing round
24. konsesjonsrunde
On 21 June, 102 blocks were announced in the 24th licensing round.
21. juni ble det lyst ut 102 blokker i 24. konsesjonsrunde.
Ninety-three of the blocks are located in the Barents Sea and nine in the Norwegian Sea.
93 av blokkene ligger i Barentshavet og ni i Norskehavet.
The application deadline is Thursday, 30 November.
Søknadsfrist er torsdag 30. november.
Ready for the 24th licensing round on the Norwegian shelf >>
24 konsesjonsrunde - Utlysning >>
Field developments
Feltutbygginger
New fields
Nye felt
In the first half of 2017, the three fields Flyndre, Sindre and Gina Krog started producing.
Første halvår 2017 ble de tre feltene Flyndre, Sindre og Gina Krog satt i produksjon.
Flyndre is an oil field in the Ekofisk area in the North Sea, on the border between the UK and the Norwegian shelf.
Flyndre er et oljefelt i Ekofisk-området i Nordsjøen, på grensen mellom britisk og norsk sokkel.
It was proven in 1974 and is developed with a subsea well tied in to the Clyde facility on the UK shelf.
Det ble påvist i 1974 og er bygd ut med en havbunnsbrønn til Clyde-innretningen på britisk sokkel.
The majority of the resources are located in the UK sector.
Mesteparten av ressursene ligger i britisk sektor.
Production started in March 2017.
Produksjonsstart var i mars 2017.
Maersk Oil UK is the operator.
Maersk Oil UK er operatør.
Sindre is a small oil field located just to the east of Gimle and northeast of Gullfaks in the northern part of the North Sea.
Sindre er et lite oljefelt som ligger like øst for Gimle og nordøst for Gullfaks i den nordlige delen av Nordsjøen.
The field was proven by drilling a long well from the Gullfaks C platform in April 2017, and production started through this well in May, after a PDO exemption was granted.
Feltet ble påvist gjennom boring av en lang brønn fra Gullfaks C-plattformen i april 2017, og produksjonen startet gjennom denne brønnen i mai, etter at det var innvilget PUD-fritak.
Statoil is the operator.
Statoil er operatør.
Gina Krog is an oil and gas field near the Utsira High in the North Sea, and was proven in 1974.
Gina Krog er et olje- og gassfelt nær Utsirahøgda i Nordsjøen som ble påvist i 1974.
The recoverable reserves are 16.8 million standard cubic metres of oil, 11.8 billion Sm3 of gas and 3.2 million tonnes of NGL.
De utvinnbare reservene er 16,8 millioner standard kubikkmeter olje, 11,8 milliarder Sm3 gass og 3,2 millioner tonn NGL.
The field was developed with a steel platform and an oil storage ship.
Feltet er bygd ut med en stålplattform og et lagerskip for olje.
A jack-up rig is being used for drilling.
En oppjekkbar rigg brukes til boring.
Production started on 30 June.
Produksjonen startet 30. juni.
Plans for development and operation
Planer for utbygging og drift
Six plans for development and operation (PDOs) have been approved this year, for the fields Utgard, Byrding, Oda, Dvalin, Trestakk and Bauge.
Hittil i år er det godkjent seks planer for utbygging og drift (PUD) for feltene Utgard, Byrding, Oda, Dvalin, Trestakk og Bauge.
An amended PDO for Njord was also approved.
I tillegg er det godkjent endret PUD for Njord.
The fields Goliat Snadd, Troll Brent B and Sindre have been granted PDO exemptions.
Feltene Goliat Snadd, Troll Brent B og Sindre har fått PUD-fritak.
Twelve field developments are ongoing, and two cessation plans were received during the first half of the year.
Det pågår 12 feltutbygginger, og to avslutningsplaner ble mottatt i første halvår.
Utgard is a gas and condensate field west of the Sleipner area in the North Sea.
Utgard er et gass- og kondensatfelt vest for Sleipner-området i Nordsjøen.
It extends across the Norwegian-UK continental shelf border and is estimated to contain about nine million Sm3 o.e.
Det strekker seg over den norsk-britiske kontinentalsokkelgrensen og er anslått å inneholde om lag ni millioner Sm3 o.e.
Most of the reserves in Utgard are located on the Norwegian side.
Den største andelen av reservene i Utgard ligger på norsk side.
The development will be tied in to facilities on Sleipner.
Utbyggingen skal knyttes opp mot innretninger på Sleipner.
The expected investment is nearly NOK 1.9 billion (Norwegian share).
Forventet investering er nær 1,9 milliarder kroner (norsk andel).
Production start-up is scheduled for the 4th quarter of 2019.
Produksjonsstart er planlagt fjerde kvartal 2019.
Byrding is an oil and gas field located southwest of Gjøa in the North Sea.
Byrding er et olje- og gassfelt sørvest for Gjøa i Nordsjøen.