natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The plan is to continue the acquisition next summer.
Planen er å fortsette innsamlingen neste sommer.
”We expect the area to be sufficiently mapped by then to formulate viewpoints on the potential resources in this new Norwegian area.”
Da regner vi at området skal være tilstrekkelig kartlagt til at vi kan mene noe om ressursene i dette nye norske området.
This is the first time this area will be systematically mapped.
Det er første gang dette området blir systematisk kartlagt.
The seismic acquisition activity will continue until the first half of September 2011, with a possible extension of a couple of weeks.
Seismikkinnsamlingen skal vare fram til første halvdel av september 2011 med muligheter for et par ukers forlengelse.
The seismic lines have variable spacing – from 5 to 15 kilometres.
De seismiske linjene har varierende avstand – fra 5 til 15 kilometer.
NPD geophysicist and project coordinator Lars Jensen tells us that the sea area to be mapped is quite large.
Det er et stort havområde som skal kartlegges, forteller geofysiker og prosjektkoordinator Lars Jensen i OD.
He says that the NPD plans to complete acquisition of seismic data next summer so that the results will be ready in the spring of 2013.
Vi planlegger å sluttføre innsamling av seismikk neste sommer, slik at resultatene kan være klar i våren 2013.
The data acquisition will take place using PGS' GeoStreamer technology.
Datainnsamlingen skal skje med PGS' GeoStreamer teknologi.
This is a new technology for seismic acquisition, characterised in part by the fact that the streamer is towed somewhat deeper in the water than is the case in conventional seismic acquisition.
Dette er en ny teknologi for seismisk innsamling som blant annet kjennetegnes ved at lyttekabelen taues noe dypere i vannet enn ved konvensjonell seismikk.
This means that the cable can withstand higher waves, making the acquisition activity less weather-dependent and thus more efficient.
Dermed tåler den større bølgehøyde og innsamlingen blir mindre væravhengig og følgelig mer effektiv.
The Harrier Explorer is coming from Jan Mayen, where the vessel has been shooting seismic for the NPD for about 3.5 weeks.
Harrier Explorer kommer fra Jan Mayen, der fartøyet har samlet seismikk for OD i ca.
The acquisition will start with five SSE-NNW lines.
Innsamlingen starter med 5 SSØ-NNV linjer.
The plan is then to acquire a few lines in the north-south direction in order to complete the southernmost part of the area first.
Deretter er det planen å samle noen linjer i nord-sør-retning for på denne måten å kunne gjøre seg fredig med den sørligste delen av området først.
Daily reports will be issued from Vardø radio stating the position of the seismic vessel for the next 24 hours.
Det vil gå ut daglige meldinger fra Vardø radio som oppgir posisjonen til seismikkfartøyet 24 timer fram i tid.
The necessary formalities surrounding the Treaty on Maritime Delimitation and Cooperation in the Barents Sea and the Arctic Ocean between Norway and Russia are now in place.
De nødvendige formaliteter rundt avtalen om avgrensning og samarbeid i Barentshavet og Polhavet mellom Norge og Russland er nå på plass.
The activity can start 30 days following this.
Deretter må det gå 30 dager før aktivitet kan settes i gang.
The Norwegian Petroleum Directorate will be responsible for the seismic acquisition on behalf of Norwegian authorities, and the PGS vessel Harrier Explorer will carry out the acquisition.
Det er Oljedirektoratet som skal stå for seismikkinnsamlingen på vegne av norske myndigheter, og det er PGS-fartøyet Harrier Explorer som skal utføre innsamlingen.
Harrier Explorer is now on its way to Jan Mayen to start seismic acquisition there.
Harrier Explorer er nå på vei til Jan Mayen for å starte seismikkinnsamling der.
The vessel will acquire seismic in this area, starting 10 June and lasting three to four weeks, before setting course for the eastern part of the Barents Sea.
Fartøyet skal samle seismikk i dette området fra 10 juni i 3 – 4 uker før det setter kursen mot østlig del av Barentshavet Sør.
The voyage from Jan Mayen to the eastern part of the Barents Sea will likely take four to five days.
Transportetappen fra Jan Mayen til østlig del av Barentshavet Sør vil trolig ta 4-5 dager.
An agreement has been entered into with PGS regarding hiring the vessel for three months with an option of an extension for approx. one month.
Det er inngått avtale med PGS om leie av fartøyet i tre måneder med muligheter for ca en måneds forlengelse.
This entails that the acquisition activity in the Barents Sea East will take place for two to three months.
Det innbærer at innsamlingen i østlig del av Barentshavet Sør vil foregå i to - tre måneder.
The data acquisition will take place with the aid of PGS’ Geostreamer technology.
Datainnsamlingen skal skje med PGS' Geostreamer-teknologi.
This is a new technology for 2D seismic acquisition, characterised in part by the fact that the streamer, which in this case is eight kilometres long, is towed somewhat deeper in the water than is the case in conventional seismic acquisition.
Dette er en ny teknologi for 2D-seismisk innsamling som blant annet kjennetegnes ved at lyttekabelen, som i dette tilfellet er åtte kilometer lang, taues noe dypere i vannet enn ved konvensjonell seismikk.
See the film from the survey.
Se film om seismikkinnsamlingen.
Harrier Explorer
Harrier Explorer
Barytes can also occur as collections of plates arranged rather like the petals of a flower - often dubbed "desert roses".
Barytt kan også opptre i ansamlinger av plater, arrangert ikke ulikt en blomst.
A sole licence to mine big barytes resources has been secured in Norway's far northern Svalbard islands, but it is unlikely that extraction will ever happen there.
På Svalbard er det tatt ut enerett til å utvinne store baryttforekomster, men det er tvilsomt om det blir gruvedrift der.
Most of the supplies for industrial purposes come from mines in north Africa.
Mesteparten av barytten som brukes til industriformål kommer fra gruver i Nord-Afrika.
Mineral barytes is easy to recognise from its high specific gravity, which is 4.5 grams per cubic metres - making it almost twice as heavy as "ordinary" rock.
Baryttmineralet er lett å kjenne igjen på den høye egenvekten, som er 4 1/2 gram per cm3.
This is unusual for a non-metallic mineral, and meant it was often called "heavy spar", where "spar" referred to all light minerals which split well and had a glassy sheen.
Det er dermed dobbelt så tungt som "alminnelig stein", noe som er uvanlig for et ikke-metallisk mineral.
Barytes is widely used by industry in such applications as lubrication, impregnation of carbon brushes in electrical motors, a paint additive and a pigment in glass.
I tidligere tider ble baryttmineralet derfor benevnt som "tungspat" - der "spat" henviste til alle lyse mineraler med god spaltbarhet og med glassaktig glans.
Other uses include a filler in textiles, linoleum, rubber and wallpaper - and rat poison.
Barytt er vel anvendt som industrimineral.
Barium compounds can also be found in fireworks to produce a fine green colour.
Ikke minst brukes bariumforbindelser også i fyrverkeri, der det gir en flott grønnfarge.
These materials have also been used as hair remover - although not always with entirely satisfactory results.
Tidligere ble bariumforbindelser også brukt som hårfjerningsmiddel - ikke alltid med like vellykket resultat.
In the oil industry, barytes provides the main ingredient in "mud" - the mix of chemicals used for drilling.
Barytt blir også brukt i oljeindustrien, der det utgjør hovedbestanddelen i borevæsken når brønner skal bores.
This is because the liquid column in the well must be heavy to balance the underground pressure, and a high specific gravity comes in useful.
Væskesøylen i borehullet må nemlig være tung for å holde trykket i undergrunnen i balanse, og da er det baryttmineralet med sin høye egenvekt godt egnet.
The weight additive represents 80-90 per cent of total chemical consumption in drilling, and barytes accordingly accounts for the bulk of the compounds which can be discharged to the sea.
Ved boring av en brønn utgjør vektmateriale opptil 80-90 prosent av det totale kjemikalieforbruket.
The mineral is harmless in itself, but it is often found in combination with lead and zinc, and these heavy metals could be a pollution problem if they leak out.
Disse tungmetallene kan være et forurensingsproblem dersom de lekker ut av baryttstoffene.
Although lead and zinc are not regarded as readily absorbed by the ecosystem, the aim is to find barytes deposits with a low content of these metals.
Målet er uansett å finne baryttforekomster med lavt innhold av tungmetaller.
Although barium sulphate is basically extremely toxic, it is also one of the least soluble of minerals.
Selv om bariumsulfat i utgangspunket er svært giftig, er det et særdeles tungt oppløselig stoff, så giftvirkningen bortfaller.
This means it does not dissolve in water or the stomach, rendering it harmless
Barytt er blant de minst løselige mineral vi kjenner.
The Norwegian Petroleum Directorate has collated production from the fields in 2010 and found that subsea wells dominate the picture.
Oljedirektoratet har sortert produksjonen fra feltene i 2010 og funnet at havbunnsbrønnene dominerer.
Last year, almost 131.3 million standard cubic meters (Sm3 o.e.) oil equivalents were produced from subsea wells and about 125.4 million Sm3 o.e. from platform wells.
I fjor ble det produsert nær 131,3 millioner standard kubikkmeter (Sm3 o.e.) oljeekvivalenter fra havbunnsbrønner og vel 125,4 millioner Sm3 o.e. fra plattformbrønner.
Increased production of gas has caused the production from subsea wells to exceed production from the fixed platforms.
Det er i økt produksjon av gass som har gjort at produksjonen fra havbunnsbrønner overstiger produksjonen fra de faste plattformene.
Large gas producers, such as the Troll field in the North Sea and Ormen Lange and Åsgard in the Norwegian Sea, contribute extensively with their many subsea facilities.
Store gassprodusenter som feltene Troll i Nordsjøen og Ormen Lange og Åsgard i Norskehavet bidrar mye med sine mange undervannsinstallasjoner.
In the past ten years, the trend of more subsea wells has been rising.
De siste 10 årene har trenden med flere havbunnsbrønner vært stigende.
Increasingly improved technological solutions have made it possible to develop many small reservoirs using subsea facilities in instances where a solution with a fixed platform has not been commercially viable.
Stadig bedre teknologiløsninger har gjort at det mulig å bygge ut mange små forekomster med undervannsinstallasjoner i tilfeller der løsning med en fast plattform ikke har vært regningssvarende.
The presentation will also be streamed live on the NPD’s webcast.
Presentasjonen vil og bli send på Oljedirektoratets nett-tv >>
The Resource Report is a technical report providing an overview of the petroleum resources on the Norwegian shelf.
Ressursrapporten er ein fagleg rapport som gir ei oversikt over petroleumsressursane på norsk sokkel.
The report illustrates and analyses facts that are an important basis for a continued knowledge-based and predictable management of the petroleum resources.
Rapporten skildrar og analyserer fakta som er eit viktig grunnlag for ei framleis kunnskapsbasert og forutsigbar forvaltning av petroleumsressursane.
An English version of the report will be available later this autumn.
Ein engelskspråkleg versjon av rapporten kjem ut seinare i haust.
The NPD’s previous Resource Report was published in 2009.
Oljedirektoratet sin førre ressursrapport vart gitt ut i 2009.
The NPD’s IOR award was presented for the first time in 1998.
OD sin IOR-pris vart tildelt første gong i 1998.
Read more about previous award winners
Les meir om tidligare prisvinnarar
In spite of this, we see that more than 50 per cent of the oil remains in the fields.
Til tross for dette ser det ut til at mer enn 50 prosent av oljen blir liggende igjen i feltene.
This is a source of concern for the Norwegian Petroleum Directorate (NPD), which is now calling for tougher measures from the companies to secure these assets.
Det bekymrer Oljedirektoratet som nå etterlyser kraftigere tiltak fra selskapene for å sikre verdiene.
”The fact that the companies on the Norwegian shelf are not able to achieve maximum exploitation of our fields poses a challenge.
”Det er en utfordring at selskapene på norsk sokkel ikke utnytter feltene våre maksimalt.
Although our recovery rate is among the best in the world, we are still not satisfied.
Selv om utvinningsgraden er i verdenstoppen, er vi ikke fornøyd.
If we manage to recover just one per cent more, this would mean revenues in the hundreds of billions for Norway,” says Director General Bente Nyland.
Dersom vi klarer å utvinne én prosent mer, gir det en inntekt på et tresifret milliardbeløp for Norge,” forteller oljedirektør Bente Nyland.
The NPD notes that time is running out for the companies to implement measures that can curb the decline in Norwegian oil production.
Oljedirektoratet påpeker at selskapene har kort tid på seg til å iverksette tiltak som kan begrense fallet i norsk oljeproduksjon.
Firstly, the companies must drill their own planned development wells.
For det første må selskapene bore sine egne planlagte produksjonsbrønner.
The companies must also decide to develop reserves and mature resources in discoveries so that they can also be produced.
Selskapene må også beslutte å bygge ut reserver, samt at ressurser som ligger i funn, må modnes slik at de kan settes i produksjon.
In 2015, a significant portion of our oil production must come from resources in fields and discoveries.
I 2015 må en betydelig del av oljeproduksjonen komme fra ressurser i felt og funn.
Total production in 2010 fell by four per cent compared with the previous year, to 230 million standard cubic metres of oil equivalents.
Den samlede petroleumsproduksjonen i 2010 gikk ned fire prosent fra året før, til 230 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
Declining overall oil production with a growing share of gas is the trend.
Trenden er at oljeproduksjonen synker mens gassandelen øker.
The percentage of gas in total sales of petroleum is expected to increase from 46 per cent in 2010 to 51 per cent in 2015.
Gassandelen av det totale petroleumssalget ventes å øke fra 46 prosent i 2010 til 51 prosent i 2015.
Petroleum production >>
Petroleumsproduksjon >>
Production is declining in spite of vigorous activity.
Produksjonen faller trass i stor aktivitet.
Not enough new reserves are found to offset current oil and gas production.
Dagens produksjon av olje og gass erstattes i for liten grad av nye reserver.
The volume of undiscovered resources has been reduced from 3.3 to 2.6 billion standard cubic metres of oil equivalents.
Volumet på de uoppdagede ressursene er redusert fra 3,3 til 2,6 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
This decline can mainly be attributed to three factors: 400 million Sm3 o.e. have been discovered since the previous update in 2006.
Nedskrivingen kan i hovedsak tilskrives tre forhold: Det er funnet 400 Sm3 o.e. millioner siden forrige oppdatering i 2006.
Disappointing drilling results in the deep water areas in the Norwegian Sea account for some of the decrease, while the results of surveys off Lofoten, Vesterålen and Senja also contribute to the write down.
Skuffende boreresultater i dypvannsområdene i Norskehavet forklarer noe, og resultatet av kartleggingen utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja bidrar også til nedskrivingen.
Undiscovered resources >>
Uoppdagede ressurser >>
”In light of this, we are eagerly awaiting the opportunity to map a new part of the continental shelf.
”I lys av dette ser vi med spenning fram til å kartlegge en ny del av kontinentalsokkelen.
We are just waiting on parliamentary ratification of the border by the Norwegian Storting and the Russian Duma,” says Nyland.
Vi venter bare på Stortingets og Dumaens ratifisering av delelinjeavtalen,” sier Nyland.
The Director General is pleased by the 16 discoveries on the Norwegian continental shelf last year – ten in the North Sea and six in the Norwegian Sea.
Oljedirektøren gleder seg over at det ble gjort 16 funn på norsk kontinentalsokkel i fjor – 10 i Nordsjøen og 6 i Norskehavet.
41 exploration wells were completed in 2010, of which 32 were wildcat wells.
Det ble avsluttet 41 letebrønner i 2010, hvorav 32 var rene undersøkelsesbrønner.
Exploration activities >>
Leteaktiviteten >>
At the same time, the authorities approved plans for development and operation (PDOs) for three fields in the North Sea and one in the Norwegian Sea.
Samtidig godkjente myndighetene planer for utbygging og drift (PUD) for tre felt i Nordsjøen og ett i Norskehavet.
Developments >>
Utbygginger >>
There has been a temporary decline in investments in the petroleum sector in 2010.
Det har vært en forbigående nedgang i investeringene i petroleumssektoren i 2010.
Investments in 2011 are expected to be around NOK 150 billion, which is slightly higher than the peak year, 2009.
Investeringene i 2011 forventes å ligge rundt 150 milliarder kroner, noe som er litt over toppåret 2009.
Investments >>
Investeringer >>
Austad and Corec have been honoured for the very important research that has been carried out to improve oil recovery from chalk fields.
Austad og Corec vert heidra for den svært viktige forskinga som er utført for å få meir olje ut av krittfelta.
The IOR prize (IOR, improved oil recovery) was presented at the Norwegian Petroleum Society’s (NPF) conference on reservoir management in Stavanger today, 7 June.
IOR-prisen (IOR, improved oil recovery, auka oljeutvinning) vart delt ut på Norsk petroleumsforening (NPF) sin konferanse om reservoarstyring i Stavanger i dag, 7. juni.
Professor Tor Austad at the University of Stavanger (UiS) and Corec will both receive the IOR prize for 2010.
Professor Tor Austad ved Universitetet i Stavanger (UiS) og Corec deler IOR-prisen for 2010.
Their research results are crucial to understanding the reservoir recovery mechanisms for the chalk fields in the southern part of the North Sea.
Deira forskingsresultat er avgjerande for forståinga av dei reservoarmessige utvinningsmekanismane for krittfelta i den sørlige delen av Nordsjøen.
Their research thus forms an important basis for the decisions the oil companies must make to improve the oil recovery.
Forskinga deira gir dermed eit viktig grunnlag for dei avgjerdene oljeselskapa må ta.
”Based on Austad’s long-term research within reservoir chemistry and wettability properties in chalk rock, and the connection between this and further recovery from the chalk fields in the southern part of the North Sea, he is a particularly deserving winner of the Norwegian Petroleum Directorate’s 2010 IOR prize,” Director General Bente Nyland says.
”Med bakgrunn i Austad si langsiktige forsking innan reservoarkjemi og fukteigenskapar i krittbergartar, og koplinga dette har til vidare utvinning frå krittfelta i den sørlege delen av Nordsjøen, er han ein særs verdig vinnar av Oljedirektoratet sin IOR-pris for 2010,” seier oljedirektør Bente Nyland.
Through a systematic cooperation with a large number of doctoral students, Austad has, over the course of 15 years, identified the special properties of seawater as an EOR and compaction fluid in chalk reservoirs with a high temperature.
Gjennom eit systematisk arbeid saman med eit stort tal doktorgradsstudentar har Austad i løpet av 15 år avdekka sjøvatnet sine spesielle eigenskapar som EOR- og kompaksjonsfluid i krittreservoar med høg temperatur.
This has given an important contribution to understanding how injection of seawater displaces oil so efficiently on the Ekofisk field.
Dette har gitt eit viktig bidrag til å forstå korleis injeksjon av sjøvatn så effektivt fortrenger olja frå Ekofiskfeltet.
He has also contributed significantly to clarify the chemical mechanism for weakening the chalk rock with seawater.
Likeeins har han bidrege betydeleg til å oppklare den kjemiske mekanismen for svekking av krittbergarten med sjøvatn.
This will also have considerable economic significance in the work to improve the efficiency and lifetime of wells in the area.
Dette vil ha stor økonomisk betyding også i arbeidet med å effektivisere og auke levetida til brønnane i området.
Read more about Professor Tor Austad >>
Les meir om professor Tor Austad >>
The Corec research centre, with which Austad shares the award, has been working with improved recovery since its establishment in 2002.
Forskingssenteret Corec, som Austad deler prisen med, har arbeidd med auka utvinning sidan det vart etablert i 2002.
The NPD emphasises the significance of Corec’s thorough work to find different methods to improve oil recovery from the chalk fields in the Ekofisk area, which also includes investigating the effect of injecting CO2 following water injection in the chalk fields.
OD framhever betydninga av at Corec går grundig til verks med å sjå på metodar for å auke oljeutvinninga frå krittfelta i Ekofiskområdet, noko som også inkluderer å utforske effekten av å injisere CO2 i etterkant av vassinjeksjon i krittfelta.
”The potential for improved recovery with use of CO2 is undoubtedly large.
”Potensialet for auka utvinning med bruk av CO2 er utvilsamt stor.
At the same time, the integrity and stability of the chalk rock is a challenging question if CO2 is injected,” Nyland comments.
Samstundes er integriteten og stabiliteten til krittbergarten eit utfordrande spørsmål dersom CO2 vert injisert,” kommenterer Nyland.
”The research on these topics is very significant regarding important decisions in the future.
”Forskinga på desse emna er betyr mykje for viktige avgjerder i framtida.
We don’t have all the answers yet, but so much good work has been completed that the NPD also wants to honour this with the 2010 IOR prize.”
Vi har ikkje alle svara ennå, men det er nedlagt så mykje godt arbeid at OD ønskjer å honorere også dette med IOR-prisen for 2010.”
Read more about Corec >>
Les meir om Corec >>
Most likely there will be production from chalk fields on the Norwegian shelf until 2050 and beyond.
Det vil truleg vere produksjon frå krittfelta på norsk sokkel til 2050 og utover.
There is no doubt that the research efforts have contributed to the positive results, and have thus helped create significant values both for licensees and the Norwegian society.
Det er heva over einkvar tvil at forskingsinnsatsen har bidrege til dei positive resultata, og dermed har vore med på å skape store verdiar både for rettshavarane og for det norske samfunnet.
Water injection does not function in the same manner in a fractured chalk field as in a sandstone field.
Vassinjeksjon fungerer ikkje på same vis i eit oppsprukke krittfelt som i eit sandsteinsfelt.
Understanding how injection of seawater works both at a microscopic level and on a larger scale has posed a challenge to researchers for several decades.
Det å forstå korleis injeksjon av sjøvatn fungerer på både mikroskopisk nivå og i større skala har vore ei utfordring for forskarar i fleire tiår.
One of the questions regards whether it would be possible to inject produced water from the reservoir together with the oil.
Eitt av spørsmåla har vore om ein like gjerne kunne ha injisert vatn som vert produsert frå reservoaret saman med olja.
We also know that the chalk rock is compressed during production.
Ein veit også at krittbergarten vert pressa saman under produksjonen.
This has led to the seabed at Ekofisk sinking as much as 9.5 metres in the middle of the field.
Det har til dømes ført til at havbotnen på Ekofisk til no har søkkt med inntil 9,5 meter midt på feltet.
This effect also leads to more oil being recovered from the field.
Samtidig fører denne effekten til at det vert pressa ut meir olje frå feltet.
How this dramatic and important effect is influenced by long-term water injection in the field, is another important research topic.
Korleis blir så denne dramatiske og viktige effekten påverka av langvarig vassinjeksjon i feltet?