natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Gullfaks B could also be a relevant host platform for new deposits in the area.
Gullfaks B kan også være en aktuell vertsplattform for nye forekomster i området.
Block 34/10 was nicknamed the "Golden Block" when it was awarded to Statoil, Norsk Hydro and Saga Petroleum in 1978, with Statoil as the operator.
Blokk 34/10 gikk under navnet «Gullblokken» da den i 1978 ble tildelt Statoil, Norsk Hydro og Saga Petroleum, med Statoil som operatør.
The Gullfaks area has met all expectations, and has created very significant values for the greater society throughout thirty years of production.
Gullfaks-området har innfridd forventningene og skapt store verdier for samfunnet gjennom tretti år med produksjon.
The current licensees on the field are Statoil, Petoro and OMV Norge.
De nåværende rettighetshaverne på feltet er Statoil, Petoro og OMV Norge.
Final consent to the lifetime extension is contingent on approval from the Petroleum Safety Authority.
Endelig samtykke til levetidsforlengelse forutsetter også godkjenning fra Petroleumstilsynet.
Read the NPD’s letter to the operator (in Norwegian only) >>
Les ODs brev til operatøren >>
The Balder oil field has been producing since 1999.
Oljefeltet Balder har produsert siden 1999.
The field, which is located in the central part of the North Sea, was developed with subsea wells that are connected to a production and storage vessel, Balder FPSO.
Feltet, som ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, er bygget ut med havbunnsbrønner som er koblet til et produksjons- og lagringsskip, Balder FPSO.
The oil is transported by tanker.
Oljen fraktes med tankskip.
Balder FPSO (Photo: ExxonMobil)
Balder FPSO (Foto: ExxonMobil)
Text: Petter Osmundsen Photo: Minna Suojoki
Tekst: Petter Osmundsen Foto: Minna Suojoki
Large companies have a bigger growth potential in their portfolios, for instance.
Større selskaper kan for eksempel ha et større vekstpotensial i sine porteføljer.
Major and prospective operatorships which are demanding in terms of both knowledge and resources are often awarded to the biggest companies.
Store og prospektive operatørskap som både er kunnskaps- og ressurskrevende, gis ofte til de største selskapene.
With suitable action to preserve offshore competition, this unification could be profitable not only for the companies but also for society.
Med egnede grep for å bevare konkurransen på sokkelen vil dette derfor ikke bare kunne bli en lønnsom fusjon for selskapene, men også for samfunnet.
Lessons learnt and expertise gained from activities elsewhere will also have a positive effect on the Norwegian business.
Lærdom og kompetanse fra utenlandsaktivitet vil også ha positiv effekt på virksomheten i Norge.
The right to tax natural resources rests with the nation state, which lays claim to the bulk of the resource rent in the petroleum sector.
Det er nasjonalstatene som har beskatningsrett til naturressurser og som drar inn brorparten av ressursrenten i petroleumssektoren.
This picture has been reinforced by the resource nationalism of recent years.
Siste års ressursnasjonalisme har forsterket dette bildet.
Such dividends represent less than three per cent of the Norwegian government’s total income from the petroleum business.
Dette utgjør mindre enn tre prosent av statens samlede inntekter fra petroleumsvirksomheten.
However, this picture is set to change.
Dette er imidlertid et bilde som vil endre seg over tid.
Annual profits from international E&P in Statoil have been rising sharply, from NOK 1.1 billion in 2003 to NOK 2.8 billion in 2004 and NOK 5.3 billion in 2005.
Årsresultatet i internasjonal U&P (leting og produksjon) i Statoil har vist en sterk utvikling, fra 1,1 milliarder i 2003, til 2,8 i 2004 og 5,3 i 2005.
Although the company has received very good help from a dramatic rise in oil and gas prices during recent years, it remains clear that a strong and profitable international activity has been built up in a relatively short space of time.
Selv om selskapet har fått svært god hjelp av en dramatisk øking i olje- og gassprisene de siste årene, er det likevel klart at det på relativt kort tid er bygd opp en slagkraftig og lønnsom internasjonal aktivitet.
This increased activity is important for ensuring that the Norwegian oil community will not decay as activity declines on the NCS.
Denne økte aktiviteten er viktig for at ikke det norske oljemiljøet skal forvitre når aktiviteten reduseres på norsk sokkel.
An international commitment will provide a return on the knowledge which has been built up in the Norwegian oil and supplies industry over 40 years.
Den internasjonale satsingen vil gi avkastning på kunnskap som er bygget opp i norsk olje- og leverandørindustri gjennom 40 år.
So the foreign focus is both correct and important.
Utenlandssatsingen er med andre ord både riktig og viktig.
International operations must not be pursued at the expense of activity on the NCS.
Utenlandssatsingen må ikke gå ut over aktiviteten på norsk sokkel.
There is also a danger that the foreign focus of the newly-merged company would mean too little concentration on and management attention to the NCS.
Det kan også være fare for at det nyfusjonerte selskapet ikke har tilstrekkelig fokus og ledelsesoppmerksomhet rettet mot norsk sokkel, gitt den sterke satsingen internasjonalt.
The commercial solutions chosen will not necessarily be socio-economically beneficial.
Bedriftsøkonomiske løsninger som velges er ikke nødvendigvis samfunnsøkonomiske.
This is where the petroleum administration has an important role to play, by promoting competition and constantly challenging the new company to seek good solutions.
Petroleumsforvaltningen har her en viktig rolle å spille, ved å fremme konkurransen og kontinuerlig utfordre selskapet til å søke gode løsninger.
This is an abridged and popularised version of a major article he has authored for the NPD.
Dette er en forkortet og noe popularisert versjon av artikkelen.
Rutil is a gas-filled structure on Statoil-operated Gullfaks South, located in the Tampen area in the North Sea.
Rutil er en gassfylt struktur i Gullfaks Sør, som opereres av Statoil, i Tampen-området i Nordsjøen.
Rutil will be developed with a standard subsea template with four well slots (subsea template Q) with two gas production wells.
Rutil blir bygd ut med en standard havbunnsramme med fire slisser (bunnramme Q) med to enkle gassproduksjonsbrønner.
The subsea template is tied-in to the existing infrastructure on the Gullfaks A facility for processing and export.
Bunnrammen er knyttet opp mot den eksisterende infrastrukturen på Gullfaks A-innretningen for prosessering og eksport.
In the Plan for Development and Operation of Rutil, submitted in December 2014, the operator estimates that the in-place volumes are 17.9 billion Sm3 of gas and 2 million Sm3 of condensate.
I planen for utbygging og drift av Rutil, som ble levert i desember 2014, anslår operatøren at tilstedeværende volumer i Rutil er 17,9 milliarder Sm3 gass og 2 millioner Sm3 kondensat.
Expected recoverable reserves are 11.9 million standard oil equivalents.
Forventede utvinnbare reserver er 11,9 millioner standard oljeekvivalenter.
The development has turned out to be far less expensive than expected.
Utbyggingen er blitt langt rimeligere enn forventet.
Investment costs are just under NOK 3.8 billion, while the PDO estimate was NOK 4.863 billion.
Investeringskostnadene er snaut 3,8 milliarder kroner, mens PUD-estimatet var på 4,863 milliarder kroner.
Production is scheduled to start in August/September 2016.
Oppstartstidspunkt for produksjon er august/september 2016.
This is several months earlier than the original plan (December 2016).
Dette er flere måneder tidligere enn opprinnelig plan (desember 2016).
“The NPD is very pleased with the development of the Rutil project, which is expected to finish in less time and at a lower cost than originally planned,” says Tomas Mørch, assistant director of development and operations in the northern North Sea.
«OD er godt fornøyd med utviklingen av Rutil-prosjektet, som forventes å komme i mål både på kortere tid og med lavere kostnader enn opprinnelig plan,» sier Tomas Mørch, som er underdirektør for utbygging og drift i Nordsjøen nord.
Production licence 050
Utvinningstillatelse 050
Illustration: Statoil
Illustrasjon: Statoil
The field is operated by Repsol.
Feltet opereres av Repsol.
The Yme field, which is located in the North Sea, has been developed with a mobile production unit (MOPU).
Yme-feltet, som ligger i Nordsjøen, er bygd ut med en flyttbar produksjonsenhet (mobile production unit, MOPU).
The decline is a result of a combination of simpler development concepts and more efficient drilling.
Nedgangen skyldes en kombinasjon av enklere utbyggingsløsninger og mer effektiv boring.
Lower prices for work and equipment are also a contributing factor.
I tillegg kommer lavere priser på arbeid og utstyr.
The investment estimates for the Utgard, Oda, Zidane, Trestakk, Snilehorn, Johan Castberg, Snorre Expansion and Johan Sverdrup Phase 2 projects have fallen from about NOK 270 to 150 billion, according to the operating companies' own calculations.
Investeringsestimatene for prosjektene Utgard, Oda, Zidane, Trestakk, Snilehorn, Johan Castberg, Snorre Expansion Project og Johan Sverdrup fase 2 har falt fra om lag 270 til 150 milliarder, ifølge operatørenes egne beregninger.
The downward adjustments have been made in connection with various decision phases in project implementation.
Nedjusteringene er gjort i forbindelse med ulike beslutningsfaser i prosjektgjennomføringen.
"This is a significant and very welcome reduction", says the NPD's Director of development and operations, Ingrid Sølvberg.
«Dette er en betydelig og veldig gledelig reduksjon,» sier Oljedirektoratets direktør for utbygging og drift, Ingrid Sølvberg.
"The oil companies and the supplier industry have made a tremendous effort in streamlining the activities, and now we can see that these measures are working."
«Oljeselskapene og leverandørindustrien har lagt ned en formidabel innsats i å effektivisere virksomheten, og nå ser vi at tiltakene virker.»
The biggest savings on these eight projects are a result of altered development solutions.
Den største innsparingen på de åtte prosjektene skyldes endrede utbyggingsløsninger.
The second largest reduction is within drilling and wells, which on average accounts for around 30 per cent of the overall field development costs.
Den nest største reduksjonen er innen boring og brønn, som i snitt utgjør rundt 30 prosent av de totale kostnadene i en feltutbygging.
This is due to the decline in rental rates for drilling rigs, and also that the companies are planning wells that can be drilled faster.
Dette skyldes nedgangen i leieprisen for borerigger, men også at selskapene planlegger brønner som er raskere å bore.
The actual drilling operation has also become more efficient, so that the price per metre of well will be much lower than before.
I tillegg er selve boreoperasjonene effektivisert, slik at prisen per meter brønn vil bli mye lavere enn tidligere.
Investments in pipelines and cables are also expected to decline significantly.
Også investeringer i rørledninger og kabler er antatt å falle betraktelig.
This is a result of falling prices for materials, and choosing different routes.
Dette skyldes synkende materialpriser og at andre traseer blir valgt.
Simplified development solutions and less costly materials will yield more reasonably priced modifications and adaptations of facilities where the oil and gas from new developments will be taken in and processed.
Forenklede utbyggingsløsninger og prisfall på materialer vil gi rimeligere ombygginger og tilpasninger på innretningene der oljen og gassen fra nye utbygginger skal tas inn og prosesseres.
Despite the positive development in the cost scenario, Sølvberg cautions against short-term savings at the expense of long-term value creation on the shelf.
Tross den positive utviklingen i kostnadsbildet, advarer Sølvberg mot at kortsiktige innsparingstiltak blir gjennomført på bekostning av den langsiktige verdiskapingen på sokkelen.
She also warns against cutting staff in important technical environments, as it could impair the capacity for innovation and the ability to find smart solutions.
Hun advarer også mot å kutte bemanningen i viktige fagmiljøer, slik at innovasjonskapasiteten og evnen til å finne smarte løsninger blir svekket.
The NPD has noted tendencies where companies prioritise minimum investment in the development phase, but that could limit subsequent upgrades of the facilities, or make them more expensive.
Oljedirektoratet ser tendenser til at selskaper prioriterer å investere minst mulig i utbyggingsfasen, noe som kan legge begrensinger på eller fordyre senere oppgraderinger av anleggene.
"We must not put ourselves in a situation where cost cuts reduce the future flexibility on the fields, or have a detrimental impact on our ability and willingness to use technology that can provide better and more efficient resource management," says the development director.
«Vi må ikke stelle oss slik at kostnadskuttene reduserer den framtidig fleksibiliteten på feltene, eller går ut over evnen og viljen til å ta i bruk teknologi som kan gi en bedre og mer effektiv ressursforvaltning,» sier utbyggingsdirektøren til slutt.
The discovery was previously known as “Astero”.
Funnet er tidligere omtalt som «Astero».
Byrding is an oil and gas discovery in block 35/11.
Byrding er et olje- og gassfunn som ligger i blokk 35/11.
The estimated volume of recoverable resources from the discovery is about 1.8 million standard cubic metres of oil equivalents.
Estimert utvinnbare ressurser fra funnet er om lag 1,8 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
The discovery is located about 3.8 kilometres north of Fram and 27 kilometres southwest of Gjøa.
Funnet ligger om lag 3,8 kilometer nord for Fram og 27 kilometer sørvest for Gjøa.
Water depth in the area is 360 metres, and the reservoir is situated about 3100 metres below the sea surface.
Vanndypet i området er 360 meter, og reservoaret ligger på rundt 3100 meter under havoverflaten.
Statoil is the operator (45 per cent ownership interest).
Statoil er operatør (45 prosents andel).
The other licensees are Wintershall (25%), Idemitsu (15%) and Engie (15%).
De øvrige rettighetshaverne er Wintershall (25) og Idemitsu (15) og Engie (15).
A byrding was a Viking ship with high sides (as opposed to a longship) intended for use along the coast.
I sagatiden var byrding betegnelse på skip med høye sider (i motsetning til langskip) beregnet for trafikk nær kysten.
It looks much like a knarr (a merchant ship), but is more rounded.
Fartøyet minner om knarren, men er buttere.
Both types could be rowed as well as sailed.
Begge typer kan både ros og seiles.
The discovery was made in 2005 with the drilling of well 35/11-13, and was subsequently appraised by well 35/11-14 in 2006.
Funnet ble gjort i 2005 ved boring av brønn 35/11-13, og senere vurdert med brønn 35/11-14 i 2006.
Development of Byrding has been considered multiple times over the past ten years.
Utbygging av Byrding har blitt vurdert flere ganger de siste ti årene.
The concept choice was made in the 1st quarter of 2015 and the licensees plan to start production in the 2nd quarter of 2017.
Konseptvalg ble tatt 1. kvartal 2015 og rettighetshaverne planlegger å starte produksjon i løpet av 2. kvartal 2017.
The plan is to develop Byrding with a two-branch well drilled from an available slot on the existing subsea template on Fram H-North.
Byrding er planlagt bygget ut med en togrensbrønn boret fra en ledig slisse på den eksisterende havbunnsrammen på Fram H-Nord.
The wellstream will be routed via Fram infrastructure to Troll C, where it will be partially processed.
Brønnstrømmen vil føres via Fram infrastruktur til Troll C, hvor den blir delvis prosessert.
The oil will then be transported via pipeline to Mongstad, north of Bergen, while the gas will be sent via Troll A to the terminal at Kollsnes, south of Mongstad.
Oljen vil videre bli transportert i rørledning til Mongstad, nord for Bergen, mens gassen sendes via Troll A til terminalen på Kollsnes, sør for Mongstad.
“It is very positive that Byrding is now being developed and is contributing to value creation both for society at large and for the licensees,” says Tomas Mørch, the NPD’s Assistant Director for the Northern North Sea.
«Det er svært positivt at Byrding nå blir bygget ut og bidrar til å skape verdier både for samfunnet og rettighetshaverne,» sier Tomas Mørch, underdirektør for Nordsjøen nord i Oljedirektoratet.
He emphasises the importance of efficient utilisation of existing infrastructure and that the companies cooperate to develop good area solutions.
Han understreker viktigheten av at eksisterende infrastruktur blir utnyttet effektivt og at selskapene samarbeider om å få utviklet gode områdeløsninger.
The development of minor discoveries using existing infrastructure, where the ownership structure and strategies differ in the various production licenses, may pose commercial challenges.
Utvikling av mindre funn mot eksisterende infrastruktur, der eierstruktur og strategier er forskjellig i de ulike utvinningstillatelsene, kan by på kommersielle utfordringer.
“Good dialogue between the different players is the key to finding good area solutions,” says Mørch.
«God dialog mellom de ulike aktørene er nøkkelen for å finne gode områdeløsninger,» sier Mørch.
The Byrding discovery is located within production licence 090 B.
Byrding-funnet ligger innenfor utvinningstillatelse 090 B.
Subsea template on Fram (Illustration: Statoil)
Havbunnsrammen på Fram (Illustrasjon: Statoil)
Wellbore 16/1-12 will be drilled from the Songa Dee drilling facility at position 58° 48’ 22.48’’ North and 02° 15’ 50.73’’ East after the facility finishes drilling wildcat well 25/10-9 for Lundin Norway AS in production licence 304.
Brønnbane 16/1-12 skal bores fra boreinnretningen Songa Dee i posisjon 58° 48’ 22.48’’ Nord og 02° 15’ 50.73’’ Øst etter avslutning av boring av undersøkelsesbrønnen 25/10-9 for Lundin Norway AS i utvinningstillatelse 304.
The drilling program for wellbore 16/1-12 relates to the drilling of an appraisal well in production licence 338.
Boreprogrammet for brønnbane 16/1-12 gjelder boring av avgrensingsbrønn i utvinningstillatelse 338.
Lundin is the operator with a 50 per cent ownership interest and the other licensees are Wintershall and RWE-DEA with 30 and 20 per cent stakes, respectively.
Lundin er operatør med 50 prosent andel mens øvrige rettighetshavere er Wintershall og RWE-DEA med hhv 30 og 20 prosent hver.
The area of this production licence consists of the southeast part of block 16/1.
Arealet i denne tillatelsen består av den sørøstlige delen av blokk 16/1.
Well 16/1-12 is located about 25 km east of the 15/3-1 S Gudrun discovery in the central part of the North Sea.
Brønn 16/1-12 er lokalisert om lag 25km øst for 15/3-1 S Gudrun-funnet i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 338 was awarded in the Awards in Predefined Areas (APA) in 2004.
Utvinningstillatelse 338 ble tildelt i TFO i 2004.
This is the third well drilled in the production licence.
Dette er den tredje brønnen som bores i utvinningstillatelsen.
The permit is conditional on the operator securing all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity commences.
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
The original plan was to shut down the field in the late 1990s.
Opprinnelig var planen å stenge feltet sent på 1990-tallet.
Now, the plan is to produce at least until the mid-2020s.
Nå er planen i alle fall å produsere til midt på 2020-tallet.
Director General Bente Nyland attended the celebrations at Statoil’s office.
Oljedirektør Bente Nyland var til stede da begivenheten ble markert i Statoils lokaler.
The following is a summary of her speech:
Her er noe av det hun sa:
Dear everyone and especially everyone who has worked in the Statfjord organisation.
Kjære alle sammen og spesielt til dere i Statfjord-organisasjonen.
Congratulations on this major milestone.
Gratulerer med en stor begivenhet.
Five billion barrels of oil and gas from one field puts Statfjord in a unique position.
Fem milliarder fat olje og gass fra ett felt setter Statfjord i en særstilling.
This amounts to about 12 per cent of the total Norwegian production of oil and gas since the very beginning and until the turn of the year.
Dette utgjør rundt tolv prosent av den totale norske produksjonen av olje og gass siden starten og fram til årsskiftet.
From 1981 to 1994, Statfjord was the largest producer of oil on the Norwegian shelf.
Fra 1981 til 1994 var Statfjord det feltet på norsk sokkel som produserte mest olje.
And no other field has ever delivered so much oil in a single day – this day was 16 January 1987 – when 850 204 barrels of oil were produced.
Og ingen felt har noen gang levert så mye olje på en enkelt dag – det skjedde 16. januar i 1987 – da ble det produsert 850 204 fat olje.
Though the current production level is much lower – about 100 000 barrels of oil equivalents per day – as of July only ten of the 82 fields on the shelf produced more oil and gas overall than Statfjord.
Selv om produksjonen nå er mye lavere, rundt 100 000 fat oljeekvivalenter per dag, var det per juli bare 10 av de 82 feltene på sokkelen som produserte mer olje og gass samlet enn Statfjord.
The field has turned out to be highly resilient.
Feltet har vist seg å være svært seiglivet.
From having an estimated lifetime until the mid-1990s, the plan for Statfjord Late Life in 2005 was to produce until 2012.
Fra å ha en anslått levetid til midt på 1990-tallet, la planen for Statfjord senfase i 2005 opp til å produsere til 2012.
And here we are today – with every indication that Statfjord will continue operating until the mid-2020s.
Og her står vi i dag, og alt tyder på at Statfjord kan komme til å leve til midt på 2020-tallet.
I would not be surprised if the field also surpasses this date.
Jeg blir ikke det spor forbauset om det blir vel så det.
There are many stories behind the success of the Statfjord field – I firstly want to talk about the efforts to improve recovery and events where the Norwegian Petroleum Directorate has played a strong role.
Det er mange historier som kan fortelles om Statfjord-feltet – jeg vil først og fremst fortelle om innsatsen for å øke utvinningen og begivenheter der Oljedirektoratet har vært sterkt involvert.
There are many – also in the NPD, who have enjoyed exciting technical tasks related to the development and follow-up of the field.
Det er mange, også i OD, som har hatt spennende faglige oppgaver knyttet til utviklingen og oppfølgingen av feltet.
Those who were responsible for the first phase are now retired – but their eyes still light up when they talk about those early years.
De som var med i den tidligste fasen er nå blitt pensjonister, men de forteller fortsatt med stor entusiasme om de første årene.
At the end of 1979, just five years after the discovery well, production started from a platform that was originally intended for the Beryll field on the UK side.
Allerede i slutten av 1979, bare fem år etter funnbrønnen, startet produksjonen fra en plattform som opprinnelig skulle stått på Beryl-feltet på britisk side.
The Statfjord field is a good example of excellent interaction between the authorities and oil companies from day one.
Statfjord-feltet er et eksempel på godt samspill mellom myndigheter og oljeselskap helt fra dag én.
A key success factor is that both parties must have expertise and capacity – as well as the ability and willingness to communicate to find solutions that will benefit the owners and society.
En forutsetning for suksess er at det må være både kompetanse og kapasitet til stede hos begge parter – og evne og vilje til dialog for å finne løsninger som er til gode for eierne og for samfunnet.
It is important for the NPD to ensure that there is room for potential future improved recovery measures, even as early as in the planning phase for a development.
En viktig jobbordre i OD er at allerede i planleggingsfasen for en utbygging skal vi påse at det tas høyde for mulige framtidige tiltak for økt utvinning.