natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Its demand that drilling be halted immediately was backed by an overwhelming superiority of personnel, and the British were compelled to pack up and quit.
De mente at alle rettighetene til området tilhørte dem, og forlangte boringen stoppet umiddelbart - et krav de understreket med å henvise til overlegent antall disponibelt mannskap.
These had found free oil and asphalt in thick Triassic rocks, but the 1926 survey's recommendation that a well be drilled to a depth of 1 200 metres took almost 40 years to be implemented.
Denne boringen var en videreføring av undersøkelser fra før første verdenskrig og geologiske feltundersøkelser i 1926, da det ble funnet fri olje og asfalt i tykke lag av trias alder.
Based on these data, the last major exploration drilling projects in the archipelago were carried out by Norsk Hydro and Store Norske Spitsbergen Kullkompani in 1991 and 1994 respectively - with disappointing results.
De siste store oljeboringene på Svalbard, basert på de seismiske undersøkelsene, ble utført av Norsk Hydro og Store Norske Spitsbergen Kullkompani i henholdsvis 1991 og 1994.
Trust Artikugol encountered hydrocarbons - and problems.
Resultatene skuffet - med bare små mengder gass og olje.
One of these caught fire, and the rules have since been tightened.
I dag er reglene innskjerpet.
The atlas was prepared on request from the Ministry of Petroleum and Energy, and completes the evaluation of the Norwegian Continental Shelf.
Atlaset er utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet, og er det tredje i rekken.
The first CO2 storage atlas for the Norwegian part of the North Sea was launched two years ago, followed by an atlas of the Norwegian Sea earlier this year.
Det første CO2-lagringsatlaset for den norske delen av Nordsjøen ble lasert for to år siden, etterfulgt av et atlas over Norskehavet tidligere i år.
The sites in which it is possible to store CO2 are located in areas where petroleum activity is presumed to continue for many years to come.
Lokalitetene der det er mulig å lagre CO2 ligger i områder der det antas å bli petroleumsvirksomhet i mange år framover.
Potential future storage of CO2 on a large scale in the Barents Sea must therefore be viewed in the context of the interests of the petroleum industry.
Eventuell framtidig CO2-lagring i stor skala i Barentshavet må derfor ses i sammenheng med interessene til petroleumsindustrien.
It is possible to store approx. 70 million tonnes (Mt) of CO2 in structures with proven non-viable hydrocarbons.
Det er vurdert at det kan lagres 70 millioner tonn (Mt) CO2 på strukturer der det er påvist at det ikke er produserbare hydrokarboner.
In comparison, the Norwegian part of the North Sea is estimated to have a storage capacity of about 70 Gt, and the Norwegian Sea 5,5 Gt.
Til sammenligning er det beregnet at den norske delen av Nordsjøen har en lagringskapasitet på ca 70 Gt, og Norskehavet 5,5 Gt.
The atlases are based on information from seismic surveys and well and production data from the petroleum activities, but the Barents Sea is much more of a frontier area, compared with the North Sea and Norwegian Sea.
Atlasene bygger på informasjon fra seismiske undersøkelser samt brønn- og produksjonsdata fra oljevirksomheten, men Barentshavet er mye mindre utforsket enn Nordsjøen og Norskehavet.
“A large part of the possible CO2 storage sites we have evaluated are considerably less mature than in the two other regions we’ve mapped,” says project manager Eva Halland.
«En stor del av de mulige CO2-lagrene vi har evaluert, er betydelig mindre modne enn de to andre havområdene vi har kartlagt,» sier prosjektleder Eva Halland.
In the work on the three atlases, the NPD has mapped aquifers (water bearing formations) and structures in the subsurface, and has then evaluated whether they are suitable for long-term, safe storage.
Oljedirektoratet har under arbeidet med de tre atlasene kartlagt vannfylte formasjoner og strukturer i undergrunnen, og deretter evaluert om disse egner seg til langsiktig og sikker lagring.
One of the criteria is that the potential storage sites cannot have a negative impact on the current or future oil and gas activities.
Ett av kriteriene er at lagrene ikke skal ha noen negativ innvirkning på olje- og gassvirksomheten nå eller i framtiden.
“The Barents Sea is a frontier petroleum province, and oil and gas activities are ongoing in the entire area.
«Barentshavet er en umoden petroleumsprovins, og det pågår olje- og gassvirksomhet i hele området.
It has therefore not been possible to delimit potential CO2 disposal areas against petroleum activities, as we have been able to do for the other regions,” says Halland.
Det har derfor ikke vært mulig å avgrense eventuelle CO2-deponier mot petroleumsvirksomhet, slik vi har kunnet for de andre havområdene,» sier Halland.
Natural gas produced from the Barents Sea also contains CO2.
I Barentshavet er det en del naturlig CO2 i naturgassen.
This has been proven by several exploration wells drilled in the area.
Dette er påvist av flere letebrønner som er boret i området.
When the oil and gas fields are developed, there could be a need to remove this CO2.
Når olje- og gassfeltene skal bygges ut, kan det bli behov for å fjerne denne CO2-gassen.
During the work on the atlas, small and large structures that can be used to store CO2 from future field developments have therefore been evaluated.
Under arbeidet med atlaset har store og små strukturer som kan brukes til å lagre CO2 for framtidige feltutbygginger derfor blitt evaluert.
Halland references the experiences from the Snøhvit field, where CO2 has been removed from the gas and deposited in the subsurface since 2007.
Halland viser til erfaringene fra Snøhvit-feltet, hvor CO2 har blitt fjernet fra gassen og deponert i undergrunnen siden 2007.
“This has provided us with a good understanding of how CO2 can be stored in the area,” she says.
«Dette har gitt oss god forståelse av hvordan CO2 kan lagres i området,» sier hun.
An updated version containing all atlases is scheduled for publication next year.
En oppdatert samleutgave av atlasene er planlagt utgitt neste år.
Topics: Environment | Geology | Storage and use of CO2
Tema: Miljø | Geologi | Lagring og bruk av co2
The presentation will take place at the NPD’s office at Ullandhaug in Stavanger.
Presentasjonen finner sted i Oljedirektoratet på Ullandhaug i Stavanger.
Results from exploration and production in 2012
resultater av leting og produksjon i 2012
Updated resource figures for the Norwegian shelf
oppdaterte ressurstall for norsk sokkel
Resource accounts with production and investment prognoses
ressursregnskap med produksjons- og investeringsprognoser
The press conference will be broadcast live as a webcast.
Minner om at pressekonferansen blir sendt direkte som nett-tv.
There will be a light food and drink service following the press conference.
Det blir enkel servering etter pressekonferansen.
Statoil is the operator of Aasta Hansteen and Polarled during the development phase.
Statoil er operatør for Aasta Hansteen og for Polarled i utbyggingsfasen.
Aasta Hansteen was proven in 1997, and is located approx. 320 kilometres west of Bodø.
Aasta Hansteen blei påvist i 1997, og ligg om lag 320 kilometer vest for Bodø.
Hansteen will be the northernmost field developed in the Norwegian Sea thus far, and could be a future field centre for other discoveries in the area.
Hansteen blir det nordlegaste feltet som blir bygt ut til no i Norskehavet, og kan bli framtidig feltsenter for andre funn i området.
The total recoverable reserves in Aasta Hansteen are estimated at NOK 45.4 billion standard cubic metres (Sm3) of gas and 0.9 million Sm3 of condensate.
Dei totale utvinnbare reservane i Aasta Hansteen er estimert til 45,4 milliardar standard kubikkmeter (Sm3) gass og 0,9 millionar Sm3 kondensat.
Production is scheduled to start in 2017.
Etter planen skal produksjonen starte i 2017.
The licensees want to develop Aasta Hansteen with a floating field centre, a so-called Spar facility.
Rettshavarane ynskjer å bygge ut Aasta Hansteen med eit flytande feltsenter, ei såkalla Spar-innretning.
The size of the discovery, the considerable water depth and distance to other fields are important criteria for the chosen solution.
Storleiken på funna, det store havdjupet og avstanden til andre felt er viktige kriterium for val av løysing.
The total investments in development of the field are estimated at NOK 30 billion.
Dei totale investeringane i utbygginga av feltet er estimert til 30 milliardar kroner.
The gas from Aasta Hansteen will be transported through the 480-kilometre long Polarled pipeline system to the Nyhamna onshore facility in Møre og Romsdal County.
Gassen frå Aasta Hansteen skal fraktast gjennom den 480 kilometer lange røyrsystemet Polarled til landanlegget i Nyhamna i Møre og Romsdal.
Eventually, gas from future field developments in the Norwegian Sea will also be exported via the pipeline system.
Etterkvart skal gass frå framtidige feltutbyggingar i Norskehavet også eksporterast via røyrsystemet.
Polarled is scheduled to be operational from 2016.
Polarled skal etter planen vil vere i drift frå 2016.
The project also includes expansions of the facility in Nyhamna and tie-in to the Åsgard transport pipeline system at the Kristin field.
Prosjektet omfattar også utvidingar på anlegget i Nyhamna og tilknytting til røyrsystemet Åsgard transport ved Kristinfeltet.
The total investments in Polarled and tie-in pipelines are estimated at NOK 28 billion.
Dei totale investeringane i Polarled og tilknyttingsrøyr er estimert til 28 milliardar kroner.
The licensees in Aasta Hansteen are Statoil (75 per cent), OMV (Norge) (15 per cent) and ConocoPhillips (10 per cent).
Rettshavarane i Aasta Hansteen er Statoil (75 prosent), OMV (Norge) (15 prosent) og ConocoPhillips (10 prosent).
Statoil is the operator of the development.
Statoil er operatør for utbygginga.
Dagny is located in the central part of the North Sea, about 30 kilometres northwest of the Sleipner A facility and about 230 kilometres west of Stavanger.
Dagny ligg i den midtre delen av Nordsjøen, om lag 30 kilometer nordvest for Sleipner A-innretninga og om lag 230 kilometer vest for Stavanger.
The total recoverable reserves are estimated at 17.0 million standard cubic metres (Sm3) of oil and condensate, 12.5 billion Sm3 of gas and 3.3millionar tonnes of NGL.
Dei totale utvinnbare reservane er estimert til 17,0 millionar standard kubikkmeter (Sm3) olje og kondensat, 12,5 milliardar Sm3 gass og 3,3millionar tonn NGL.
Gas injection has been chosen as the drainage strategy.
Reserveestimatet føreset start av gassinjeksjon ved årsskiftet 2017/2018.
Total investments will be about NOK 30 billion.
Totale investeringar blir om lag 30 milliardar kroner.
The plan is for Dagny to start producing from the first quarter in 2017.
Etter planen skal Dagny produsere frå første kvartal 2017.
According to the plan, Dagny will be developed with a facility resting on the seabed.
Dagny skal etter planen byggast ut med i botnfast innretning.
The facility will be able to receive power from shore, but local power production will be used until power from shore is available in the area.
Innretninga vil kunne få kraft frå land, men det blir lagt opp til eigen kraftproduksjon fram til kraft frå land er tilgjengeleg i området.
The Dagny discovery is part of production licences 029B, 029C, 048 and 303.
Dagny-funnet er omfatta av utvinningsløyva 029B, 029C, 048 og 303.
The licensees in Dagny are Statoil, Total and Det norske.
Rettshavarane i Dagny er Statoil, Total og Det norske.
The Delta structure is located about 14 kilometres southwest of the Oseberg field centre in the North Sea.
Deltastrukturen ligger rundt 14 kilometer sørvest for Oseberg feltsenter i Nordsjøen.
The structure is located within the Oseberg area unit, mainly in block 30/9 in production licences 79 and 104, where Statoil is the operator.
Strukturen ligger innenfor Oseberg area unit, hovedsakelig i blokk 30/9 i utvinningstillatelsene 79 og 104, hvor Statoil er operatør.
Oseberg Delta was previously developed with a subsea template tied in to the Oseberg field centre, and currently has two production wells.
Oseberg Delta er tidligere bygd ut med en havbunnsramme knyttet opp mot Oseberg feltsenter, og har i dag to produksjonsbrønner.
At Oseberg Delta phase 2, Delta will be further developed with two new subsea templates, and the drive mechanism will be changed from depressurisation to partial pressure maintenance based on gas injection.
Ved Oseberg Delta fase 2 bygges Delta ytterligere ut med to nye havbunnsrammer, og drivmekanismen endres fra trykkavlastning til delvis trykkvedlikehold basert på gassinjeksjon.
Most of the injected gas will be sold during a later phase.
Det meste av den injiserte gassen blir solgt i en seinere fase.
The two new subsea templates will also be connected to the Oseberg field centre via the existing Delta subsea template.
Også de to nye havbunnsrammene knyttes opp mot Oseberg feltsenter via eksisterende Delta havbunnsramme.
One of the two pipes that currently transport the gas from Tune to Oseberg will be reused to transport gas for injection from Oseberg to Delta.
For å transportere gass til injeksjon fra Oseberg til Delta, gjenbrukes det ene av de to rørene som per i dag frakter gassen fra Tune til Oseberg.
The project entails investments of just under NOK 8 billion, and the expected production is 4.6 million standard cubic metres (Sm3) of oil and 7.7 billion Sm3 of gas.
Prosjektet innebærer investeringer i underkant av 8 milliarder kroner, og forventet produksjon er 4,6 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje og 7,7 milliarder Sm3 gass.
The oil and gas volumes will appear as increased reserves on Oseberg in the NPD’s next resource accounts, since Oseberg Delta is not considered a separate field.
Olje- og gassvolumene vil i ODs neste ressursregnskap framkomme som økte reserver på Oseberg, siden Oseberg Delta ikke blir betraktet som et eget felt.
Production from Oseberg Delta phase 2 is scheduled to start in 2015.
Etter planen skal produksjonen fra Oseberg Delta fase 2 starte i 2015.
The licensees in Oseberg area unit and thus also for the development of Oseberg Delta are Statoil, Petoro, Total E&P Norge AS and ConocoPhillips Skandinavia AS.
Rettighetshaverne i Oseberg area unit og dermed også for utbyggingen av Oseberg Delta er Statoil, Petoro, Total E&P Norge AS og ConocoPhillips Skandinavia AS.
The proposal entails allocation of NOK 247.1 million to operating expenses next year.
Det foreslås bevilget 247,1 millioner kroner til driftsutgifter neste år.
This is an increase of NOK 7.6 million compared with the final budget for 2013.
Det er en økning på 7,6 millioner kroner i forhold til saldert budsjett for 2013.
Apart from normal price and wage adjustments, the government wants to increase the allocations by NOK 4 million for follow-up of fields in operation.
Foruten ordinær pris- og lønnsjustering ønsker regjeringen å øke bevilgningene med fire millioner kroner knyttet til oppfølging av felt i drift.
This will increase the NPD’s capacity for being an initiator for improved oil recovery.
Dette skal øke ODs kapasitet til å være en pådriver for økt oljeutvinning.
“We are pleased that the government wants to allocate more funds within this important area, and believe that increased efforts by the Norwegian Petroleum Directorate can contribute to new projects that will result in improved recovery and thus also increased value creation from operating fields,” says Arne Holhjem, director for technology, environment and improved recovery in the Norwegian Petroleum Directorate.
"Vi er glade for at regjeringen vil bevilge mer penger innen dette viktige området, og vi har tro på at et pådriv fra Oljedirektoratet kan bidra til nye prosjekter som vil resultere i økt utvinning og dermed også økt verdiskapning fra felt i drift," sier Arne Holhjem, som er direktør for teknologi, miljø og økt utvinning i Oljedirektoratet.
The efforts will be focused on fields such as Snorre, Troll, Heidrun and the major chalk fields in the North Sea (Ekofisk and Valhall).
Satsingen rettes mot felt som Snorre, Troll, Heidrun og de store kalkfeltene sør i Nordsjøen (Ekofisk og Valhall).
These fields are important due to significant remaining resources, potential major investment decisions and important decisions with regard to long-term development solutions.
Disse feltene er viktige på grunn av store gjenværende ressurser, mulige store investeringsbeslutninger og viktige veivalg med hensyn til langsiktige utbyggingsløsninger.
Procurements
Anskaffelser
The government proposes allocating NOK 4 million to procurement/maintenance.
Regjeringen foreslår å bevilge fire millioner kroner til anskaffelser/vedlikehold.
This is the same amount as in the final budget for 2013.
Det er samme beløp som i saldert budsjett for 2013.
Special operating expenses include Audits of the petroleum activities, Assignments and collaborations and Surveys, etc.
Spesielle driftsutgifter omfatter Tilsyn med petroleumsvirksomheten, Oppdrags- og samarbeidsvirksomhet og Undersøkelser m.v.
The government proposes allocating a total of NOK 205.1 million for this in 2014.
Regjeringen foreslår å bevilge totalt 205,1 millioner kroner til dette i 2014.
This is an increase of NOK 2 million compared with the final budget for 2013.
Det er en økning på to millioner kroner i forhold til saldert budsjett 2013.
The Audits of the petroleum activities item covers technical measurement audits, participation in licence meetings and expenses for external consultants.
Posten Tilsyn med petroleumsvirksomheten omfatter måleteknisk tilsyn, deltakelse i lisensmøter og utgifter til eksterne konsulenter.
The government proposes spending NOK 3.1 million for this.
Regjeringen foreslår å bruke 3,1 millioner kroner på dette.
The budget includes NOK 72 million in expenses for Assignments and collaborations in 2014.
Det budsjetteres med 72 millioner kroner i utgifter til Oppdrags- og samarbeidsvirksomhet i 2014.
The expenses cover tasks within data management and recovery technology, as well as the NPD’s share of collaboration projects Diskos and Force.
Utgiftene omfatter oppgaver innen dataforvaltning og utvinningsteknologi, samt ODs andel av samarbeidsprosjektene Diskos og Force.
Furthermore, it includes expenses related to the NPD’s cooperation agreement with Norad (Norwegian Agency for Development Cooperation) regarding consulting within petroleum management for developing countries.
Videre omfatter det utgifter knyttet til ODs samarbeidsavtale med Norad om rådgiving innenfor petroleumsforvaltning for utviklingsland.
Revenues
Inntekter
In total, the government is budgeting revenues of NOK 106.4 million via the NPD in 2014.
Totalt budsjetterer regjeringen med 106,4 millioner kroner i inntekter via OD i 2014.
Of this, NOK 25 million will come from fee revenues and NOK 71.4 million from assignments and collaborations.
Av dette kommer 25 millioner kroner fra gebyrinntekter og 71,4 millioner kroner fra oppdrags- og samarbeidsvirksomhet.
The income from refund of audit expenses is estimated at NOK 10 million.
Inntektene fra refusjon av tilsynsutgifter er estimert til ti millioner kroner.
Read more
Les mer
The government’s proposed national budget for 2014 >>
Regjeringens forslag til statsbudsjett for 2014 >>
Wellbore 6605/1-1 will be drilled from the Transocean Leader drilling facility at position 66° 48’ 23.7” N and 05° 10’ 32.2” E.
Brønnbane 6605/1-1 skal bores fra boreinnretningen Transocean Leader i posisjon 66°48’23,7”N og 05°10’32,2”Ø.
The drilling program for wellbore 6605/1-1 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 328.
Boreprogrammet for brønnbane 6605/1-1 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 328.
StatoilHydro Petroleum AS is the operator with 42.5%, and with Gaz de France 30%, Norske Shell AS 7.5% and Petoro AS with 20% as the other licensees.
StatoilHydro Petroleum AS er operatør med 42,5% og med partnerne Gaz de France 30%, Norske Shell AS 7,5% og Petoro AS med 20%.
The well will be drilled in the Vøring Basin, about 352 km northwest of Brønnøysund, 30 km southeast of well 6704/12-1 (Gjallar) and 55 km northwest of 6605/8-1 (Stetind 1).
Denne brønnen er lokalisert i Vøringbassenget, ca 352 km nordvest for Brønnøysund og 30 km sørøst for brønn 6704/12-1 (Gjallar) og 55 km nordvest for 6605/8-1 (Stetind 1).
Production licence 328 was awarded in the 18th licensing round on the Norwegian shelf in 2004.
Utvinningstillatelse 328 ble tildelt i 18 Konsesjonsrunde; 2004.
Wildcat well 6605/1-1 is the first well in production licence 328.
Undersøkelsesbrønn 6605/1-1 er den første brønnen i utvinningstillatelse 328.
The drilling permit is conditional upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities prior to commencing the drilling activity.
Boretillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelsene og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
This is evident in the Norwegian Petroleum Directorate’s new resource report.
Det går fram av Oljedirektoratets nye ressursrapport.
The Norwegian Petroleum Directorate publishes a resource report every other year.
Oljedirektoratet gir ut ressursrapport annakvart år.
“After the authorities adjusted the exploration policy and, among other things, let new players enter the game about ten years ago, the number of players on the Norwegian shelf has almost doubled.
"Etter at myndigheitene justerte leitepolitikken og mellom anna opna opp for nye aktørar for rundt ti år sidan, er talet aktørar på norsk sokkel nesten fordobla.
This has resulted in a high level of exploration activity, and many discoveries have been made,” says Sissel Eriksen, director of exploration in the Norwegian Petroleum Directorate.
Dette har medverka til høg leiteaktivitet, og det er gjort mange funn," seier Sissel Eriksen, som er direktør for leiting i Oljedirektoratet.
In this resource report, the Norwegian Petroleum Directorate presents analyses showing that the medium-sized companies are strengthening their position on the Norwegian shelf.
I denne ressursrapporten presenterer Oljedirektoratet analysar som viser at dei mellomstore selskapa styrker si stilling på norsk sokkel.
“The most important reason is that new knowledge results in greater faith in the possibilities of finding more.
"Den viktigaste årsaken er at ny kunnskap gir større tru på mulegheitene til å finne meir.
There is still a lot of oil and gas to discover in the North Sea, Norwegian Sea and Barents Sea,” says Eriksen.
Framleis er det mykje olje og gass å finne i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet," seier Eriksen.
The Norwegian shelf became larger two years ago, when Norway and Russia signed the final demarcation line agreement in the Barents Sea.
For to år sidan vart norsk sokkel større, då Noreg og Russland underteikna den endelege delelinjeavtalen i Barentshavet.
The Norwegian Petroleum Directorate has mapped the southeastern part of the Barents Sea.
Oljedirektoratet har kartlagt den søraustlege delen av Barentshavet.
This area could be made available to the industry as soon as this year, if the Storting approves.
Dette området kan bli tilgjengeleg for industrien alt i år, dersom Stortinget vedtek det.
The Norwegian Petroleum Directorate also maps the Norwegian sea areas off Jan Mayen.
Oljedirektoratet kartlegg og dei norske havområda utanfor Jan Mayen.
This work will be completed by next year.
Dette arbeidet skal vere ferdig neste år.
The mapping will provide more knowledge about possible petroleum resources and the geology in the deep sea areas to the west in the Norwegian Sea.
Kartlegginga vil gi meir kunnskap om mulege petroleumsressursar og geologien i dei djupe havområda vest i Norskehavet.
Read the report here >>
Les rapporten >>
This will take place in Alta on 27 February at 15:00 hours.
Det skjer i Alta 27. februar klokken 15.00.
Resources in these areas have not previously been included in the resource estimate for the Norwegian shelf.
Ressurser i disse områdene har ikke vært en del av ressursestimatet for norsk sokkel.
This will therefore entail an upward adjustment in the estimate for undiscovered resources on the Norwegian shelf.
Estimatet for uoppdagede ressurser på norsk sokkel vil derfor bli oppjustert.