natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Valemon was discovered 30 years ago.
Valemon ble funnet for 30 år siden.
The reservoir, with high pressure and high temperature, is located at a depth of more than 4000 metres and consists of sandstone in Middle Jurassic reservoir rocks in the Brent group and Lower Jurassic reservoir rocks in the Cook formation.
Reservoaret, som har høyt trykk og høy temperatur, ligger på over 4000 meter dyp og består av sandstein i midtre jura reservoarbergarter i Brentgruppen og nedre jura reservoarbergarter i Cookformasjonen.
Due to the field’s complexity, there are a few uncertainties in the reserve basis.
På grunn av feltets kompleksitet er det en del usikkerheter i reservegrunnlaget.
Valemon Photo: Andre Osmundsen/Statoil ASA
Valemon Foto: Andre Osmundsen/Statoil ASA
Tekst: Fridtjof Riis
Tekst: Fridtjof Riis
The report is intended to recommend good solutions for carbon transport and storage, and NPD geologists drew on their know-how to identify various possibilities for further study.
Oppdraget var å anbefale gode løsninger for transport og deponering av karbondioksid (CO2).
When the carbon dioxide is pumped down into such formations, it will displace the water held in the rock pores and be trapped without a chance of escape.
Når CO2 blir pumpet ned i slike reservoarbergarter, vil den fortrenge vannet i porene mellom sandkornene og bli fanget opp uten mulighet til å unnslippe.
At greater depths, the pressure causes it to transform into a liquid-like supercritical phase with a density somewhere between light oil and water.
På større dyp vil trykket presse den sammen til en væskeliknende (superkritisk) fase.
In the latter case, sealed structures must be found which can hold injected carbon dioxide but contain no hydrocarbons which might be lost through such injection.
Da er det viktig å være sikker på at strukturene ikke inneholder hydrokarboner som kan gå tapt ved injeksjon av CO2.
Options considered by the Gassnova/Gassco/NPD study do not include abandoned fields, since these contain small hydrocarbon residues.
Alternativene i studien omfatter ikke nedstengte felt.
They are therefore never going to be able to absorb all the greenhouse gas released by industry and power stations, and have also been excluded from the study.
De vil derfor ikke kunne ta unna all CO2 fra industri og kraftverk.
This map of the continental shelf off western Norway shows the two most suitable areas for carbon storage: In the north the Johanson formation near the Troll field and in the south the Utsira formation near the Sleipner fields.
Dette kartet av norsk kontinentalsokkel utenfor Rogaland, Hordaland og Sogn og Fjordane viser de to best egnede lagringsområdene for CO2: I nord Johansenformasjonen ved Trollfeltet og i sør Utsiraformasjonen ved Sleipnerfeltet.
These sediments cover a large area of the central North Sea basin, are several hundred metres thick and lie about 800 metres down in the Sleipner area.
Disse sandavsetningene dekker et stort område i sentrale deler av Nordsjøbassenget og er flere hundre meter tykke.
The Utsira formation is currently used to store carbon dioxide from Sleipner West and as a source of water for injection in the Oseberg field.
Den blir i dag blant annet brukt til lagring av CO2 fra Sleipner og som kilde til vann for vanninjeksjon på Osebergfeltet.
While it and the Skade structure derived from the Shetland platform to the west about five to 25 million years ago, the Sogne Fjord delta dates back 140-200 million years to the Jurassic.
Mens Utsiraformasjonen og Skadeformasjonene har sin opprinnelse i vest, fra erosjon av Shetlandsplattformen for cirka 5 til 25 millioner år siden, er Sognefjorddeltaet et system fra juratida (140 til 200 millioner år siden).
That lies 1 300-1 550 metres beneath the sea surface.
I petroleumsmiljøet er
The NPD is fairly certain that the structure contains no hydrocarbons.
OD er ganske sikker på at det ikke forekommer hydrokarboner i Johansenformasjonen.
Large sandstone accumulations can also be found in the North Sea, dating from both the Jurassic and the Palaeocene.
Det er flere andre store volumer av sandstein i Nordsjøen, både av jura og paleocen alder.
In addition come chalk formations around the Ekofisk field.
I tillegg er det reservoar i krittavsetningene i området ved Ekofiskfeltet.
No exploration for or production of hydrocarbons have occurred in them.
Det har hittil ikke vært leting eller produksjon av hydrokarboner herfra.
Overall, this structure lies so close to the surface in many places that any carbon dioxide injected will remain in the gas phase.
Som helhet ligger Utsiraformasjonen mange steder så grunt at CO2 som injiseres vil være i gassfase.
This occupies more space and is more volatile than if it had been in a dense phase – the condition recommended for carbon storage.
Dermed opptar den mer plass og er mer flyktig enn om den hadde vært i tett fase.
Should it prove relevant to study this, however, it would create interesting jobs for geologists – and not only in the NPD.
Dersom det blir aktuelt å utrede dette, vil det skape interessante arbeidsoppgaver for mange geologer, ikke bare i OD.
A possible risk of carbon migration into Troll within a time frame of 100 years or more represents the biggest uncertainty, which geologists will need to work on.
Da snakker vi om et tidsperspektiv på 100 år eller mer.
The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) has been in close dialogue with the licensees to ensure the resources are managed in the best possible manner.
Oljedirektoratet har vært i tett dialog med rettighetshaverne for å sikre at ressursene blir best mulig forvaltet.
Johan Sverdrup is the largest development on the Norwegian shelf since Oseberg, where the PDO was submitted in 1984.
Johan Sverdrup er den største utbyggingen på norsk sokkel siden Oseberg, hvor PUD ble innlevert i 1984.
The total investments for the first development phase, as well as the transport systems, are estimated at NOK 117 billion.
De totale investeringer for første byggetrinn samt transportsystemene er anslått til 117 miliarder kroner.
The NPD has prepared a separate cost estimate, which is about 10 billion 2015-NOK higher than the estimate in the PDO.
Oljedirektoratet har utarbeidet et eget kostnadsestimat, som er om lag 10 milliarder 2015-kroner høyere enn estimatet i PUD.
The most important reason for this is that production from the field will most likely be delayed by six months, according to the NPD's assessment.
Den viktigste grunnen er at produksjonen fra feltet etter ODs anslag blir forsinket med seks måneder.
Though the cost estimate is higher, it is well within the uncertainty range of plus/minus 20 per cent as indicated in the development plan.
Selv om estimatet er høyere, ligger det godt innenfor usikkerhetsspennet på pluss/minus 20 prosent som er gitt i utbyggingsplanen.
Start-up of Johan Sverdrup is scheduled for December 2019, and the field’s resources provide a basis for production for about 50 years.
Johan Sverdrup er planlagt startet opp i desember 2019, og feltets ressurser gir grunnlag for produksjon i cirka 50 år.
The expected recovery is 352 million standard cubic metres (Sm3) of oil and 13.1 billion Sm3 of gas.
Den forventede utvinningen er på 352 milloner standard kubikkmeter (Sm3) olje og 13,1 milliarder Sm3 gass.
This yields an oil recovery rate of 63 per cent.
Dette gir en utvinningsgrad for olje på 63 prosent.
The operator, Statoil, has shown that various measures can lead to improved recovery, and consequently, a higher recovery rate.
Operatøren Statoil har vist at ulike tiltak kan bidra til økt utvinning og følgelig enda høyere utvinningsgrad.
The NPD has encouraged licensees to choose measures that will contribute to this, and the plan facilitates the use of alternating water and gas injection.
OD har oppfordret rettighetshaverne til å beslutte tiltak som vil bidra til dette, og i planen er det lagt til rette for å benytte vekselvis vann- og gassinjeksjon.
Adding polymer to the injection water is another measure that could improve recovery, and the NPD has been eager to ensure the method can be used.
Tilsetting av polymer i injeksjonsvannet er et annet tiltak som kan øke utvinningen, og OD har vært opptatt av å sikre at metoden kan tas i bruk.
The large resource volume and the extensive geographical scope necessitate the drilling of many wells on Johan Sverdrup.
Store ressurser og stor geografisk utstrekning gjør det nødvendig å bore mange brønner på Johan Sverdrup.
The drilling platform will therefore have a considerable number of available well slots so that more wells can be drilled later on.
Boreplattformen vil derfor ha et betydelig antall ledige brønnslisser slik at det kan bores flere brønner enn de som er planlagt så langt.
Flexibility in the development solution was a key point of the NPD’s follow-up.
Fleksibilitet i utbyggingsløsningen har vært et nøkkelpunkt i ODs oppfølging.
In order to safeguard future possibilities, a decision was made for the facilities to have available weight and space capacity so more equipment can be installed along the way.
For å ivareta framtidige muligheter er det besluttet at innretningene skal ha ledig vekt- og plasskapasitet slik at det skal være mulig å installere mer utstyr etter hvert.
Johan Sverdrup is the sixth field on the Norwegian continental shelf that will have power from shore.
Johan Sverdrup er det sjette feltet på norsk kontinentalsokkel hvor det skal overføres kraft fra land.
Additional transmission capacity will be established by 2022 so that the fully developed Johan Sverdrup, as well as Gina Krog, Edvard Grieg and Ivar Aasen, can have the same solution.
Innen 2022 skal det etableres ytterligere overføringskapasitet slik at det fullt utbygde Johan Sverdrup, samt samt Gina Krog, Edvard Grieg og Ivar Aasen får samme løsning.
The NPD is an advocate of cost-efficient measures that can reduce emissions to air and discharges to sea.
Oljedirektoratet er en pådriver for kostnadseffektive tiltak som kan redusere utslipp til luft og sjø.
Produced water will be cleaned and reinjected into the reservoir.
Produsert vann skal renses og reinjiseres i reservoaret.
Together with the power supply from shore, this will make Johan Sverdrup the field with the lowest emissions to air and discharges to sea per produced unit on the Norwegian continental shelf.
Sammen med kraftforsyningen fra land vil dette gjøre Johan Sverdrup til det feltet på norsk sokkel som har lavest utslipp til luft og sjø per produsert enhet.
The proposition is scheduled to be submitted to the Storting before summer.
Proposisjonen skal etter planen legges fram for Stortinget før sommeren.
The field center on Johan Sverdrup Illustration: Statoil
Feltsenteret på Johan Sverdrup Illustrasjon: Statoil
While the paper edition is now history, up-to-date content will now be available in a new and improved format at www.norskpetroleum.no.
Papirutgaven er nå historie, men oppdatert innhold er tilgjengelig i ny og forbedret utgave på www.norskpetroleum.no.
The home page is a user-friendly, fact-based website where interested readers can learn more about Norwegian petroleum history, current activity and framework conditions.
Nettstedet er et brukervennlig og faktabasert nettsted, hvor den interesserte leser kan lære mer om petroleumshistorien, pågående aktivitet og rammevilkår.
Articles and facts are illustrated using photos, graphics and maps.
Artikler og fakta er illustrert gjennom bilder, grafikk og kart.
All information is accessible, regardless of digital platform, and content can be downloaded, printed and shared through email and social media.
All informasjon er tilgjengelig uavhengig av digital plattform, og innhold kan lastes ned, skrives ut og deles gjennom mail og sosiale medier.
At www.norskpetroleum.no you will find information including:
På norskpetroleum.no finner du blant annet informasjon om:
Importance of the petroleum sector for the Norwegian economy
Petroleumssektorens betydning for norsk økonomi
Descriptions of ongoing activity on the Norwegian continental shelf
Beskrivelse av pågående aktivitet på norsk sokkel
How Norwegian petroleum activities are organised
Organisering av petroleumsvirksomheten
Regulatory framework conditions throughout the entire lifecycle, from opening of new exploration acreage to decommissioning fields
Regulatoriske rammevilkår gjennom hele livssyklusen, fra åpning av nytt leteareal til nedstengning av felt
Facts about fields, companies, exploration activity, production and resource estimates on the Norwegian continental shelf
Fakta om felt, funn, selskaper, leteaktivitet, produksjon og ressursgrunnlaget på norsk sokkel
Emissions and discharges, measures to reduce them, as well as oil spill preparedness
Utslipp, utslippsreduserende tiltak og oljevernberedskap
The supplier industry and commitment to research and technology
Leverandørindustrien og satsing på forskning og teknologi
Explanation of terminology and an energy calculator
Forklaring av terminologi og energikalkulator
Each topic also contains links to more detailed information.
Innen hvert emne finner du lenker til mer detaljert informasjon.
Using the same technology as the facts app for mobile telephones, Oilfacts, parts of the facts basis are daily synchronised with the Norwegian Petroleum Directorate's facts databases.
På samme måte som fakta-appen for mobiltelefoner, Oilfacts, blir deler av faktagrunnlaget daglig synkronisert mot Oljedirektoratets faktadatabaser.
Awards in predefined areas 2016 (APA 2016) - announcement >>
Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2016 (TFO 2016) - Utlysning >>
The drilling programme for wellbore 1/3-12 S entails the drilling of a wildcat well in production licence 297 in the southern part of the North Sea.
Boreprogrammet for brønnbane 1/3-12 S gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 297 i den sørlige delen av Nordsjøen.
BG Norge AS is the operator with a 100% ownership interest.
BG Norge AS er operatør med en andel på 100 prosent.
The area of the production licence, which consists of parts of blocks 1/2, 1/5 and 1/6, was awarded in 2003 (APA 2003).
Arealet i utvinningstillatelsen består av deler av blokkene 1 /2, 1/5 og 1/6 som ble tildelt i 2003 (TFO 2003).
Wellbore 1/3-12 S, which is the first exploration well to be drilled in the production licence, will be drilled from the drilling facility Rowan Gorilla VI.
Brønnbane 1/3-12 S, som er den første letebrønnen som bores i utvinningstillatelsen, skal bores fra boreinnretningen Rowan Gorilla VI.
The well is located close to the border of the British continental shelf, southwest of the Gyda field.
Brønnen er lokalisert like ved grensen mot britisk sokkel sørvest for Gydafeltet.
Contact in the NPD: Kristian Runestad,tel.
Kontaktperson i OD: Kristian Runestad, tlf.
Download: Map (pdf)
Last ned: kart (pdf)
The new system has only minor changes compared to the previous one as all “boxes” are the same.
Det nye systemet avviker lite fra det forrige, og alle «boksene» er de samme.
The changes are mainly language improvements, including new names for some resource classes (boxes).
Endringene er hovedsakelig forbedringer i språk, inkludert ny navngivning av noen ressursklasser (bokser).
The objective of the update is to harmonise the description in the classification system with terminology used elsewhere and clarify the relation to decision milestones used for project maturation.
Formålet med oppdateringen er å harmonisere beskrivelsen i klassifikasjonssystemet med terminologi brukt i andre sammenhenger, og klargjøre forholdet til beslutningsmilepæler brukt for prosjektmodning.
In addition it is attempted, as much as possible, to use the same terminology as in international systems like SPE PRMS and UNFC.
I tillegg er det forsøkt å gjøre begrepsbruken mest mulig lik det som brukes i internasjonale system som SPE PRMS og UNFC.
The new terminology will be implemented gradually, and will be used when the new resource account is published in February 2017.
Implementering av de nye begrepene vil skje gradvis, og vil bli brukt i forbindelse med offentliggjøring av det nye ressursregnskapet i februar 2017.
The NPD’s new resource classification system is available here:
ODs nye ressursklassifikasjonssystem kan finnes her:
NPD’s resource classification (pdf)
ODs ressursklassifisering (pdf)
In an effort designed to safeguard expertise and employment in the petroleum industry, the Government has allocated an additional NOK 50 million in the national budget for the largest announcement in the history of the programme.
For å sikre kompetanse og sysselsetting i petroleumsindustrien har regjeringen bevilget 50 millioner kroner ekstra i Statsbudsjettet til den største utlysningen i programmets historie.
In cooperation with the Norwegian Petroleum Directorate, the Research Council of Norway is organising an applicant seminar in Stavanger to be held on Friday, 19 August from 10.00-14.00 in the NPD’s Valhall meeting room.
I samarbeid med Oljedirektoratet arrangerer Norges forskningsråd et søkerseminar i Stavanger, fredag 19. august kl 10.00-14.00 i Oljedirektoratets møterom Valhall.
For registration and more information, see the Research Council of Norway’s website (in Norwegian only.
For påmelding og mer informasjon, se Forskningsrådets nettside.
The seminar will be streamed live online.
Seminaret overføres direkte på nett.
Stavanger Mayor Kristine Sagen Helgø awarded the prize today, 1 September.
Prisen ble delt ut av Stavanger-ordfører Kristine Sagen Helgø i dag, 1. september.
The jury found that the concept of using an old library design to illustrate the management of petroleum data and transition from books to bytes to be both surprising and original.
Juryen beskriver det som overraskende og originalt å bruke designet til et gammelt bibliotek for å illustrere forvaltningen av petroleumsdata og overgangen fra bøker til bytes.
The stand was aptly named “The Norwegian Continental Shelves”.
Standen har det treffende navnet «The Norwegian Continental Shelves».
“It's great news that the stand won!
“Det er stas at standen går helt til topps i kåringen!
We have received a lot of positive comments from people who stopped by, and it looks as if we succeeded in communicating our message that it is important to take care of – and share – knowledge and information,” says Director General Bente Nyland.
Vi har fått mange positive kommentarer fra folk som har vært innom, og det ser ut til at vi har lyktes med å formidle budskapet vårt om at det er viktig å ta vare på – og dele – kunnskap og informasjon," sier oljedirektør Bente Nyland.
Eldbjørg Vaage Melberg, Stein Erik Espevik and Evy Zenker were responsible for the NPD’s involvement in the stand.
Eldbjørg Vaage Melberg, Stein Erik Espevik og Evy Zenker har hatt ansvaret for standen fra ODs side.
Photo: Arne Bjørøen
Foto: Arne Bjørøen
The NPD’s and MPE’s stand was designed as a classic library from the Victorian era.
OD og OEDs stand er utformet som et klassisk bibliotek fra Victoria-tiden.
The library is a symbol of the modern knowledge bank.
Biblioteket er et bilde på den moderne kunnskapsbanken.
The authorities have data, information and results from all petroleum activity on the shelf.
Myndighetene har data fra all petroleumsaktivitet på sokkelen.
This can be accessed via the authorities’ websites and databases.
Disse er tilgjengelig fra myndighetenes nettsteder og databaser.
Most of the information is openly available to everyone.
Det aller meste av informasjonen er åpen for alle.
This is unique to the Norwegian shelf – both the scope of data, as well as the accessibility of the information.
Dette er unikt for norsk sokkel – både omfanget og åpenheten.
Data and knowledge form the basis for Norwegian petroleum policy.
Norsk petroleumspolitikk er basert på kunnskap.
Sound management of the resources on the Norwegian shelf will benefit all of Norway.
En god forvaltning av ressursene på norsk sokkel kommer hele Norge til gode.
The stand contains 3000 books, which belong to the library in Stavanger, and several computer screens where the audience can look up information.
På standen er det 3000 bøker, som tilhører biblioteket i Stavanger, og flere dataskjermer der publikum kan hente fram informasjon.
Vestteknikk’s stand was voted best stand in the category smaller than 50 square metres.
Vestteknikks stand ble kåret til den beste i kategorien under 50 kvadratmeter.
These were the nominees for Best Stand 2016:
Dette var de nominerte til Best Stand 2016:
Aibel
Aibel
Bosch Rexroth
Bosch Rexroth
GE Oil and Gas
GE Oil and Gas
IRIS/ UiS/ DrillWell/ The National IOR Centre of Norway
IRIS/ UiS/ DrillWell/ The National IOR Centre of Norway
Kongsberg
Kongsberg
Lundin
Lundin
Norwegian Petroleum Authorities/Norwegian Petroleum Directorate
Norwegian Petroleum Authorities/Norwegian Petroleum Directorate
Petroleum Safety Authority
Petroleum Safety Authority
Vestteknikk
Vestteknikk
Xplore North
Xplore North
Stein Erik Espevik (NPD), Evy Zenker (NPD), Stavanger Mayor Christine Sagen Helgø and Eldbjørg Vaage Melberg (NPD).
Stein Erik Espevik (OD), Evy Zenker (OD), Stavanger-ordfører Christine Sagen Helgø og Eldbjørg Vaage Melberg (OD).
This coincides with the expiry of production licence 065.
Det tilsvarer utløpet av utvinningstillatelse 065.
The lifetime was set at 15 years in the Plan for Development and Operation (PDO), which is up to 15 July 2016.
I planen for utbygging og drift (PUD) for feltet ble levetiden satt til 15 år, det vil si fram til 15. juli 2016.
The Tambar oil field is located in the southern part of the Norwegian sector of the North Sea, about 16 kilometres southeast of the Ula field.
Oljefeltet Tambar ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, omtrent 16 kilometer sørøst for Ula-feltet.
The field was developed with a remote-controlled wellhead facility without process equipment.
Feltet er bygget ut med en fjernstyrt brønnhodeinnretning uten prosessutstyr.
The field is produced with depressurisation.
Feltet produseres med trykkavlastning.
Natural gas expansion combined with pressure support from water drive are the most important drive mechanisms.
Naturlig gassekspansjon kombinert med trykkstøtte fra vanndriv er de viktigste drivmekanismene.
The oil is transported to Ula via pipeline.
Oljen transporteres til Ula via en rørledning.
Following processing, the oil is exported by pipeline to Teesside in the UK via Ekofisk, while the gas is injected in the Ula reservoir to increase oil recovery.
Etter prosessering eksporteres oljen i rør til Teesside i Storbritannia via Ekofisk, mens gassen injiseres i Ula-reservoaret for å øke oljeutvinningen.
BP Norge AS is the operator of production licence 065, with an ownership interest of 55 per cent.
BP Norge AS er operatør før utvinningstillatelse 065 med en andel på 55 prosent.
DONG E&P Norge AS is the licensee with an ownership interest of 45 per cent.
DONG E&P Norge AS er rettighetshaver med en andel på 45 prosent.
Production licence 065
Utvinningstillatelse 065
Photo: © BP
Foto: © BP
Gullfaks B first came on stream in February 1988.
Gullfaks B begynte å produsere i februar 1988.
In the application for extension, the operator Statoil notes that the facility can be operated profitably up to 2031, and possibly even longer with further maturation of IOR projects and other measures.
I søknaden om forlengelse viser operatøren Statoil til at innretningen kan drives lønnsomt fram til 2031, med mulighet for forlengelse ved ytterligere modning av IOR-prosjekter og andre tiltak.
The NPD believes that further operation of Gullfaks B is needed in order to recover the remaining resources on Gullfaks.
Oljedirektoratet mener at det er behov for videre drift av Gullfaks B for å utvinne gjenværende ressurser på Gullfaks.
The drilling rig has recently been upgraded and new wells are now being drilled from the facility.
Boreriggen er nylig oppgradert og det bores nå nye brønner fra innretningen.
If the facility is operated in a safe and cost-effective manner, there is a potential for reserve growth and extended production.
Hvis innretningen drives videre på en kostnadseffektiv og sikker måte, er det potensial for reservetilvekst og forlenget produksjon.
A major effort has been made in recent years to recover oil from the Shetland/Lista reservoirs over Gullfaks.
I de senere årene er det gjort en stor innsats for å utvinne olje fra Shetland/Lista-reservoarene over Gullfaks.