natgillin/translations-raw huggingface dataset:
It is estimated to contain about 1.8 million Sm3 o.e. and will be developed using an existing subsea template in the Fram area.
Det er anslått å inneholde om lag 1,8 millioner Sm3 o.e. og skal bygges ut ved å benytte eksisterende brønnramme i Fram-området.
The expected investment is nearly NOK 1 billion.
Forventet investering er nær én milliard kroner.
Oda is an oil field located east of Ula in the North Sea.
Oda er et oljefelt øst for Ula i Nordsjøen.
Estimates show that 7.5 million Sm3 of oil equivalents can be recovered here.
Estimatene viser at det kan utvinnes 7,5 millioner Sm3 o.e. herfra.
Investments for the development are estimated at about NOK 5.4 billion.
Investeringene for utbyggingen er beregnet til om lag 5,4 milliarder kroner.
The field will be tied in to Ula, and production is scheduled to start in the third quarter of 2019.
Feltet skal knyttes opp mot Ula, og produksjonen er planlagt å starte i tredje kvartal 2019.
Centrica is the operator.
Centrica er operatør.
Dvalin is a gas field located near Heidrun in the Norwegian Sea.
Dvalin er et gassfelt nær Heidrun i Norskehavet.
The recoverable resources are estimated at about 18 billion Sm3 of gas.
De utvinnbare ressursene er anslått til om lag 18 milliarder Sm3 gass.
The field will be tied in to Heidrun.
Feltet skal knyttes opp mot Heidrun.
Investments are expected to be in excess of NOK 10 billion.
Investeringene er ventet å bli i overkant av ti milliarder kroner.
Production start-up is scheduled for the fourth quarter of 2020.
Produksjonsstart er planlagt til fjerde kvartal 2020.
DEA is the operator.
DEA er operatør.
Trestakk is an oil field located near Åsgard in the Norwegian Sea.
Trestakk er et oljefelt nær Åsgard i Norskehavet.
Recoverable resources are calculated at 10.5 million Sm3 of oil.
Utvinnbare ressurser er beregnet til 10,5 millioner Sm3 olje.
The field will be tied in to the Åsgard A ship.
Feltet knyttes opp mot Åsgard A-skipet.
Production start-up is scheduled for the second quarter of 2019.
Produksjonsstarten er planlagt til andre kvartal 2019.
Bauge is an oil field near the Njord field and the Hyme subsea field in the Norwegian Sea.
Bauge er et oljefelt nær Njord-feltet og undervannsfeltet Hyme i Norskehavet.
Bauge will be tied in to both these fields.
Bauge skal knyttes opp til begge disse feltene.
The recoverable resources are estimated at 7.9 million Sm3 of oil, 1 million tonnes of NGL and 1.9 billion Sm3 of gas.
De utvinnbare ressursene er anslått til 7,9 millioner Sm3 olje, 1 million tonn NGL og 1,9 milliarder Sm3 gass.
Investments are estimated at NOK 3.9 billion.
Investeringene er estimert til 3,9 milliarder kroner.
Remaining recoverable resources are calculated at 5.1 million Sm3 of oil, 13.2 billion Sm3 of gas and 4.1 million tonnes of NGL.
Gjenværende utvinnbare ressurser er beregnet til 5,1 millioner Sm3 olje og 13,2 milliarder Sm3 gass og 4,1 millioner tonn NGL.
Investments are estimated at about NOK 15 billion.
Investeringene er anslått til om lag 15 milliarder kroner.
Expected development plans
Ventede utbyggingsplaner
The Yme field in the North Sea was in production from 1996 to 2001.
Yme-feltet i Nordsjøen var i produksjon fra 1996 til 2001.
It was then shut down, and the facilities were removed.
Deretter ble det stengt, og innretningene fjernet.
A new PDO for Yme was approved in 2007.
I 2007 ble det godkjent en ny PUD for Yme.
The field was developed with a jack-up production facility (MOPU).
Feltet ble bygd ut med en oppjekkbar produksjonsinnretning (MOPU).
Due to structural deficiencies, this facility could not be used, and it was removed in 2016 without starting production on the field.
På grunn av strukturelle mangler kunne ikke denne innretningen brukes, og den ble fjernet i 2016 uten at produksjonen på feltet hadde startet.
The licensees, with Repsol as the operator, are planning to submit a revised PDO in the autumn of 2017.
Rettighetshaverne, med Repsol som operatør, planlegger å sende inn revidert PUD høsten 2017.
The plan is to use a jack-up facility equipped with drilling and process systems to produce the remaining resources in Yme.
Planen er å bruke en oppjekkbar innretning med bore- og prosessanlegg til å produsere de gjenværende ressursene i Yme.
Snorre Expansion in the North Sea is the largest project for improved oil recovery on the Norwegian shelf.
Snorre Expansion i Nordsjøen er det største prosjektet for økt oljeutvinning på norsk sokkel.
Snorre is one of the fields on the shelf with the greatest remaining oil volumes.
Snorre er et av feltene på sokkelen som har størst gjenværende oljevolumer.
The project entails an extensive subsea development with six new subsea templates tied in to the Snorre A platform.
Prosjektet innebærer en omfattende havbunnsutbygging med seks nye havbunnsrammer koblet opp mot Snorre A- plattformen.
It also involves upgrading the Snorre A facility and increased gas injection.
I tillegg omfatter det oppgradering av Snorre A-innretningen og økt gassinjeksjon.
This could yield nearly 30 million Sm3 more oil.
Dette kan gi nær 30 millioner Sm3 mer olje.
Investments are estimated at NOK 24 billion.
Investeringene er estimert til 24 milliarder kroner.
The plan is to submit a PDO for the project in December.
Det er planlagt å levere PUD for prosjektet i desember.
The lifetime of the field will extend beyond 2040.
Levetiden til feltet strekker seg til etter 2040.
Snadd is a 60-kilometre-long gas discovery west of the Skarv field in the Norwegian Sea.
Snadd er et 60 kilometer langt gassfunn vest for Skarv-feltet i Norskehavet.
It is located in Skarv Unit, where Aker BP is the operator.
Det ligger i Skarv Unit hvor Aker BP er operatør.
The PDO is expected at the end of the fourth quarter.
PUD er ventet levert i slutten av fjerde kvartal.
The plan is to develop Snadd in two phases due to the gas processing capacity on the Skarv production vessel.
Snadd er planlagt utbygd i to faser på grunn av gassprosesseringskapasiteten på produksjonsskipet Skarv.
Phase 1 (south) is scheduled to start production in 2020 and Phase 2 (north) in 2023.
Fase 1 (sør) skal etter planen starte produksjon i 2020 og fase 2 (nord) i 2023.
Phase 2 also includes Snadd Outer in PL212E, which has the same owners.
Fase 2 inkluderer også Snadd Outer i PL212E som har samme eiere.
Recoverable gas reserves total 25 billion Sm3, and the investment costs are estimated at NOK 10.8 billion.
Utvinnbare gassreserver er 25 milliarder Sm3, og investeringskostnadene er anslått til 10,8 milliarder kroner.
Pil/Bue are two oil and gas discoveries in the Norwegian Sea.
Pil/Bue er to olje- og gassfunn i Norskehavet.
Recoverable oil reserves comprise about 15 million Sm3 of oil and 3.7 billion standard cubic metres of gas.
Utvinnbare oljereserver er om lag 15 millioner Sm3 olje og 3,7 milliarder standard kubikkmeter gass.
The investment estimates are NOK 11.4 billion.
Investeringsestimatene er på 11,4 milliarder kroner.
The PDO is expected in December.
PUD forventes i desember.
Planned production start-up is in 2020.
Planlagt produksjonsstart er i 2020.
VNG Norge is the operator for the development.
VNG Norge er operatør for utbyggingen.
Johan Castberg in the Barents Sea was proven in 2011.
Johan Castberg i Barentshavet ble påvist i 2011.
The operator, Statoil, plans to submit the PDO in the last quarter of 2017, and production is scheduled to start in 2022.
Operatøren Statoil planlegger å levere PUD i siste kvartal 2017, og produksjonen er planlagt å starte i 2022.
The discovery will be developed on the seabed with ten subsea templates and two satellites tied in to a floating production vessel (FPSO).
Funnet skal bygges ut på havbunnen med ti bunnrammer og to satellitter koblet opp mot en skipsformet flytende produksjonsinnretning (FPSO).
The first production phase is expected to yield 88 million Sm3 of oil, and it is possible to considerably increase recovery by drilling more wells.
Den første produksjonsfasen er ventet å gi 88 millioner Sm3 olje, og det er mulig å øke utvinningen betydelig ved å bore flere brønner.
The field will be operated from Harstad and will have bases for operation and helicopter transport in Hammerfest.
Feltet skal drives fra Harstad og ha operasjonsbaser for drift og helikoptertransport i Hammerfest.
Field lifetime is expected to extend beyond 2050, and investments are calculated at about NOK 49 billion.
Levetiden på feltet er ventet å strekke seg ut over 2050, og investeringene er beregnet til om lag 49 milliarder kroner.
Ongoing developments
Pågående utbygginger
Twelve field developments are currently ongoing on the Norwegian shelf.
Det pågår for tiden 12 feltutbyggingsprosjekt på norsk sokkel.
They are Johan Sverdrup, Martin Linge, Maria, Aasta Hansteen, Troll Brent B and Hanz.
Disse er Johan Sverdrup, Martin Linge, Maria, Aasta Hansteen, Troll Brent B og Hanz.
This is in addition to Byrding, Bauge, Dvalin, Oda, Trestakk and Utgard.
I tillegg kommer Byrding, Bauge, Dvalin, Oda, Trestakk og Utgard.
Cessation and field shutdowns
Avslutning og stenging av felt
No fields were shut down during the first half of 2017.
Ingen felt er stengt i første halvår 2017.
However, the NPD has received plans to shut down the fields Trym and Gyda.
OD har imidlertid mottatt planer om å stenge feltene Trym og Gyda.
The gas and condensate field Trym is located in the southern part of the Norwegian sector in the North Sea, three kilometres from the border with the Danish sector.
Gass- og kondensatfeltet Trym ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tre kilometer fra grensen til dansk sektor.
Production here could stop in October 2018 if the Danish Tyra field is shut down due to subsidence of the seabed.
Produksjonen her kan bli stanset i oktober 2018 hvis det danske Tyra-feltet stenges på grunn av havbunnsinnsynkning.
Gyda is an oil field in the southern part of the Norwegian sector in the North Sea, between Ula and Ekofisk.
Gyda er et oljefelt i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, mellom Ula og Ekofisk.
The disposal decision was made in June, and production is scheduled to stop in 2018.
Disponeringsvedtak ble gjort i juni, og produksjonen er planlagt avsluttet i løpet av 2018.
A disposal decision has been made for the old living quarters platform on Valhall in the North Sea.
Den gamle boligplattformen på Valhall i Nordsjøen er vedtatt disponert.
The 2017 resource report
Ressursrapporten 2017
The NPD launched its resource report “Values for the future” in June.
I juni lanserte OD sin ressursrapport «Verdier for framtiden».
This showed that total resources on the shelf, including the estimate for undiscovered resources, has increased by more than 40 per cent since 1990.
Den viste at de totale ressursene på sokkelen, inklusiv anslaget for uoppdagede ressurser, har økt med over 40 prosent siden 1990.
Nearly 850 million Sm3 o.e. can be produced through improved recovery measures, as much as the total production from the Statfjord field since its start-up in 1979.
Nær 850 millioner Sm3 o.e. kan produseres gjennom tiltak for økt utvinning, like mye som den totale produksjonen fra Statfjord-feltet siden oppstarten i 1979.
Through use of sophisticated enhanced recovery methods (EOR), another 320 – 860 million Sm3 of oil and gas can potentially be recovered.
Gjennom å bruke avanserte metoder for økt utvinning (EOR), kan det i tillegg utvinnes 320 – 860 millioner Sm3 olje og gass.
There are also significant volumes of oil and gas in tight reservoirs that can be recovered by using new technology.
Dessuten er det betydelige mengder olje og gass i tette reservoarer som kan utvinnes ved å ta i bruk ny teknologi.
Resource Report 2017 >> (In Norwegian only, english version will be published later this year)
Ressursrapport 2017 >>
Positive prospects for producing more >>
Gode muligheter for å få ut mer olje >>
Player landscape
Aktørbildet
There are 26 operators and 47 licensees in production licences on the shelf.
Det er 26 operatører og 47 rettighetshavere til utvinningstillatelser på sokkelen.
During the first six months, one company – Pandion Energy – has been pre-qualified as a licensee, and another – Okea – as an operator.
I første halvår har ett selskap - Pandion Energy - blitt prekvalifisert som rettighetshaver, og ett – Okea – som operatør.
Mineral deposits on the seabed
Mineralforekomster på havbunnen
The NPD was assigned new tasks when the MPE took over administrative responsibility for surveys and recovery of mineral deposits on the continental shelf, pursuant to the cabinet resolution on 31 March:
Da OED etter vedtak i statsråd 31. mars overtok forvaltningsansvaret for undersøkelse og utvinning av mineralforekomster på kontinentalsokkelen, fikk OD tildelt nye oppgaver:
Preparing an overview of existing, relevant mineral data that is available in various institutions and compiling all this data at the NPD
Å lage en oversikt over eksisterende, relevante mineraldata som finnes i ulike institusjoner og samle disse hos OD
Continuing mapping and analyses of sulphide deposits related to spreading ridges in the Norwegian Sea
Å videreføre kartlegging og analyser av sulfidforekomster knyttet til spredningsrygger i Norskehavet
Continuing the mapping of iron manganese crusts in the deep sea areas
Å videreføre kartleggingen av jernmanganskorper i dyphavsområdene
Preparing a draft plan for further mapping of the most commercially interesting mineral deposits on the Norwegian shelf
Å utarbeide utkast til en plan for ytterligere kartlegging av de kommersielt mest interessante mineralforekomstene på norsk sokkel
The NPD has extensive experience with organising and collecting geological and geophysical data at sea.
OD har lang erfaring med å organisere og gjennomføre innsamling av geologiske og geofysiske data til havs.
The NPD manages Norway’s central storage for all geological samples collected on the Norwegian shelf, and facilitates access to this information for the industry.
OD forvalter landets sentrale lager for alt geologisk prøvemateriale som samles inn på norsk sokkel, og legger til rette for at industrien får tilgang til denne informasjonen.
Work is ongoing to update two management plans, and the NPD is contributing to both.
Det pågår arbeid med å oppdatere to forvaltningsplaner, og OD bidrar i begge.
The work on the management plan for the Norwegian Sea started in 2007.
Arbeidet med forvaltningsplanen for Norskehavet startet i 2007.
The technical basis was published in 2015, and the Report to the Storting was processed in the Storting in June 2017.
Det faglige grunnlaget ble publisert i 2015, og stortingsmeldingen behandlet i Stortinget i juni 2017.
The management plan for the Barents Sea and sea areas off Lofoten was presented in 2005, and will be revised in 2020.
Forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten ble lagt fram i 2005, og skal revideres i 2020.
Havforum >> (In Norwegian only)
Se Havforum
New regulations submitted for consultation
Nye forskrifter på høring
Proposals for two new regulations were submitted for public consultation at the end of June.
Forslag til to nye forskrifter ble sendt til offentlig høring i slutten av juni.
Høring av forslag til forskrifter >> (In Norwegian only)
Høring av forslag til forskrifter >>
These are the Resource Management Regulations and Regulations relating to material and documentation when utilising subsea reservoirs on the continental shelf to store CO2 (Regulations relating to documentation for storage of CO2).
Disse er forskrift om ressursforvaltning i petroleumsvirksomheten (ressursforskriften) og forskrift om materiale og dokumentasjon ved utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinentalsokkelen til lagring av CO2 (forskrift om dokumentasjon ved lagring av CO2).
The MPE also submitted a proposal for amendment of the Regulations relating to storage and transport of CO2 on the shelf.
OED sendte også ut forslag til endring av forskrift om lagring og transport av CO2 på sokkelen.
The deadline for comments for all of these is 2 October 2017.
Høringsfristen for alle disse er 2. oktober 2017.
The purpose is to simplify and clarify use of the consent provision.
Hensikten er å forenkle og klargjøre bruken av samtykkebestemmelsen.
Guidelines >>
Veiledninger >>
The contractors will provide professional assistance within their specialty areas, and the NPD will utilise this expertise in its work to follow-up developments on the Norwegian shelf and on operational fields.
Kontraktørene skal yte faglig bistand innen sine spesialområder, og Oljedirektoratet skal benytte denne kompetansen i oppfølgingen av utbygginger på norsk sokkel og på felt i drift.
The framework agreements include (supplier award in parentheses):
Rammeavtalene omfatter (tildelte leverandører i parentes):
Subsurface technology, reservoir geology and reservoir technology (AGR Petroleum Services AS, Ross Offshore AS and Larsen Reservoir ApS)
Undergrunnsteknologi, reservoargeologi og reservoarteknikk (AGR Petroleum Services AS, Ross Offshore AS og Larsen Reservoir ApS)
Drilling and well technology (AGR Petroleum Services AS, Ocean Maxwell AS and Acona AS)
Boring og brønnteknologi (AGR Petroleum Services AS, Ocean Maxwell AS og Acona AS)
Development technology and operation of installations and facilities (Rambøll Oil & Gas AS, Acona AS and Aker Solutions AS)
Utbygningsteknologi og drift av installasjoner og anlegg (Rambøll Oil & Gas AS, Acona AS og Aker Solutions AS)
Seabed technology and infrastructure (Acona AS, Aker Solutions AS and Genesis Oil and Gas Consultants Norway AS)
Havbunnsteknologi og infrastruktur (Acona AS, Aker Solutions AS og Genesis Oil and Gas Consultants Norway AS)
Land facilities, technology, infrastructure and capacities (Kværner AS, Aibel AS and Aker Solutions AS)
Landanlegg, teknologi, infrastruktur og kapasiteter (Kværner AS, Aibel AS og Aker Solutions AS)
Disposal of facilities (Kværner AS, Dr Techn Olav Olsen AS and Genesis Oil and Gas Consultants AS)
Disponering av innretninger (Kværner AS, Dr Techn Olav Olsen AS og Genesis Oil and Gas Consultants AS)
The tender competition targeted external companies with relevant technical expertise.
Anbudskonkurransen var rettet mot eksterne selskaper med aktuell fagkompetanse.
The parallel framework agreements have a duration of two years, with options for extending the agreements with one plus one year.
De parallelle rammeavtalene har en varighet på to år, med opsjon for å forlenge avtalene med ett pluss ett år.
Arvid Østhus, Assistant director, Development and operations, tel.
Arvid Østhus, underdirektør Utbygging og drift, tlf.
Pål Schiager, Legal advisor, tel.
Pål Schiager, juridisk rådgiver, tlf.
iPhone has version 2.0.8
iPhone har versjon 2.0.8
Android has version 2.0.7
Android har versjon 2.0.7
Windows Phone has version 2.0.21
Windows Phone har versjon 2.0.21
You can find the app in the App Store, Google Play and Windows Phone Store.
Appen finner du på App Store, Google Play og Windows Phone Store.
For iPads, you must select the filter "only iPhone" in the App Store in order to be able to download the app.
For iPad må du i App Store velge å sortere etter "kun iPhone" for at appen skal kunne lastes ned.
While significant changes were made in the autumn of 2016, only minor adjustments have been made for 2017.
Mens det høsten 2016 ble gjort vesentlige endringer, er det for 2017 kun gjort mindre justeringer.
The changes are addressed and highlighted in the 2017 Guidelines, and generally include:
Endringene er omtalt og merket i 2017-veiledningen, og omfatter i hovedsak:
Certain additional information about wells and completion (Yes/No questions)
Noe mer informasjon om brønner og komplettering (Ja/Nei -spørsmål)
Somewhat more emphasis on mitigating measures
Noe mer vekt på avbøtende tiltak
Digitalisation and automation are specifically mentioned in the guidance for certain chapters
Digitalisering og automatisering er særlig nevnt i veiledningen til noen kapitler
New table linked to flaring and cold venting
Ny tabell knyttet til fakling og kaldventilering
Annual status report for fields in production >>
Årlig statusrapport for felt i produksjon >>
“That involves mapping ocean currents, spawning grounds, topography and seabed biology, with physical measurements across huge areas.
Havområdene skal kartlegges i forhold til havstrømmer, gyteplasser, topografi og havbunnsbiologi.
Mareano is a collaboration between a number of institutions, including the Norwegian Geological Survey and the Norwegian Institute of Marine Research as well as the NPD.
Mareano er et samarbeid mellom en rekke institusjoner.
The programme provides an overview and is open to all, which accords with the NPD’s tradition of accessible factual data.
Mareano gir oversikt og er tilgjengelig for alle, noe som er i tråd med ODs tradisjon for åpen og tilgjengelig faktainformasjon.
“We need to know more about the seabird population and fluctuations in their numbers,” explains Mr Stenløkk.
Vi trenger mer kunnskap om bestanden av sjøfugl og svingninger i bestanden.
“The aim is to achieve a long-term monitoring of stocks.
Målet er å få til en langsikti overvåkning av bestandene.
“Seabirds are a key ecological group because they eat fish and sit at the top of the food chain, which means in turn that possible environmental toxins accumulate in them.
Sjøfugl er en økologisk nøkkelgruppe fordi fuglene trekker næring inn på land, spiser fisk og er på toppen av næringskjeden, sier Stenløkk og fortsetter:
“Another consideration is that any reduction in fish stocks will have consequences for the number of seabirds.
Det siste betyr at eventuelle forekomster av miljøgift hoper seg opp i fuglene.
Increased knowledge of natural variations in bird populations also makes it possible to learn more about in the impact of a possible oil spill.”
Et annet forhold er at dersom fiskebestanden reduseres, vil det ha konsekvenser for bestanden av sjøfugl.
Promote Knowledge of seabed topography, environment and resources off the Norwegian mainland is deficient today, despite the presence of important national resources.
Økt kunnskap om naturlige svingninger i fuglebestanden gjør det også mulig å få mer kunnskap om effekten av et eventuelt oljespill, sier han.
Wellbore 25/2-17 will be drilled from the Ocean Vanguard drilling facility at position 59° 51’ 57.13’’ North and 02°37’ 50.39” East after the facility concludes the drilling of wildcat well 6407/2-5 for StatoilHydro Petroleum AS in production licence 074.
Brønnbane 25/2-17 skal bores fra boreinnretningen Ocean Vanguard i posisjon 59° 51’ 57.13’’ Nord og 02°37’ 50.39” Øst etter avslutning av boring av undersøkelsesbrønnen 6407/2-5 for StatoilHydro Petroleum AS i utvinningstillatelse 074.
The drilling program for wellbore 25/2-17 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 442.
Boreprogrammet for brønnbane 25/2-17 gjelder boring av undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 442.
StatoilHydro Petroleum AS is the operator with a 40 per cent ownership interest, while Det norske Oljeselskapet ASA, Svenska Petroleum Exploration AS and Altinex Oil Norway AS own 20 per cent each.
StatoilHydro Petroleum AS er operatør med 40 prosent andel, mens Det norske oljeselskap ASA, Svenska Petroleum Exploration AS og Altinex Oil Norway AS har 20 prosent hver.
The area in this production licence consists of parts of blocks 25/2 and 25/3.
Arealet i denne tillatelsen består av deler av blokkene 25/2 og 25/3.
The well will be drilled about 20 km east of the Frigg field in the central part of the North Sea.
Brønnen blir boret om lag 20 km øst for Friggfeltet i midtre del av Nordsjøen.
NGL and condensate.
NGL og kondensat.
The average daily production was about 3 199 000 barrels stabilized oil, about 158 000 barrels NGL and about 95 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i april var om lag 3 199 000 fat stabilisert olje, om lag 158 000 fat NGL og om lag 95 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 83,2 million Sm³ o.e.
Så langt i 2001 er den totale produksjonen om lag 83,2 millionar Sm³ o.e.
The average daily production was about 2 880 000 barrels stabilized oil, about 154 000 barrels NGL and about 123 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i august var om lag 2 880 000 fat stabilisert olje, om lag 154 000 fat NGL og om lag 123 000 fat kondensat.