natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In the Gjøa area in the northern North Sea, the 35/9-7 “Skarfjell” discovery, which was proven in 2012 by Wintershall, was delineated by well 35/9-8.
I Gjøaområdet nord i Nordsjøen er funnet 35/9-7 "Skarfjell", som ble påvist i 2012 av Wintershall, avgrenset med brønn 35/9-8.
Five wells are currently being drilled in the Norwegian Sea.
For tiden bores det fem brønner i Norskehavet.
So far this year, no new discoveries have been made in the Barents Sea.
I Barentshavet er det ikke blitt gjort nye funn hittil i år.
Two wells are currently being drilled in the area.
Det bores for tiden to brønner i området.
Statoil is drilling wildcat well 7720/5-2 (“Nunatak”) near the 7220/8-1 Johan Castberg discovery.
Statoil borer undersøkelsesbrønn 7720/5-2 ("Nunatak") like ved funnet 7220/8-1 Johan Castberg.
The results from the well were newly made available.
Resultater fra brønnen ble nylig tigjengelig.
Further north in the Barents Sea, Total is delineating the 7225/3-1 (“Norvarg”) discovery, which was proven in 2011.
Lengre nord i Barentshavet avgrenser Total funnet 7225/3-1 ("Norvarg"), påvist i 2011.
This discovery contains proven hydrocarbons in the Kobbe formation in Triassic rocks.
Det er her påvist hydrokarboner i Kobbeformasjonen i trias.
A formation test is scheduled for this formation, so the final drilling results will not be immediately available.
Det er planlagt en formasjonstest av denne formasjonen, så det vil ta en stund før de endelige boreresultatene foreligger.
Multiple wells are planned in the Barents Sea in the time ahead.
Det er planlagt flere bønner i Barentshavet framover.
Statoil will be drilling three additional successive wells in the drilling campaign that started with the Johan Castberg discovery.
Statoil vil bore tre flere brønner fortløpende i borekampanjen som er startet ved funnet Johan Castberg.
Several exploration wells are also scheduled in the near future in the Barents Sea.
I tillegg ventes det flere letebrønner framover i Barentshavet.
The first is exploration well 7120/1-3, operated by Lundin, which will be drilled just north of Snøhvit.
Den første er undersøkelsesbrønn 7120/1-3 operert av Lundin som skal bores like nord for Snøhvit.
Production
Produksjon
Glitne in the North Sea completed its final production day on 25 February.
Glitne i Nordsjøen hadde sin siste produksjonsdag 25. februar.
Oil production during the first five months of the year, i.e. from 1 January to 31 May, totalled 35.4 million Sm3.
Oljeproduksjonen i årets fem første måneder, altså fra 1. januar til 31. mai, var 35,4 millioner Sm3.
This corresponds to an average daily production of 1 474 000 bbls.
Det tilsvarer en gjennomsnittlig dagsproduksjon på 1 474 000 fat.
Oil production is 1.2 per cent below the NPD’s forecast for this period.
Oljeproduksjonen ligger 1,2 prosent under Oljedirektoratets prognose for denne perioden.
Approximately eleven per cent less oil was produced during the first five months of this year, compared with the same period last year.
Det ble produsert rundt elleve prosent mindre olje i årets fem første måneder enn i samme periode i fjor.
A total of 46.8 billion Sm3 of gas and 9 million Sm3 of NGL (natural gas liquids) and condensate was produced during the period from 1 January to 31 May.
I perioden 1. januar til 31. mai ble det produsert 46,8 milliarder Sm3 gass og 9 millioner Sm3 NGL (natural gas liquids)og kondensat.
A total of 91.2 million Sm3 of oil equivalents was produced on the Norwegian shelf during the first five months of the year.
Totalt ble det produsert 91,2 millioner Sm3 oljeekvivalenter på norsk sokkel i årets fem første måneder.
This is about ten per cent less than during the same period last year.
Det er om lag ti prosent mindre enn i samme tidsrom i fjor.
The first six months of the year have been characterised by technical issues on multiple fields.
I første halvår har det vært tekniske problemer på flere felt.
Production on the Snøhvit field in the Barents Sea was shut down for three months due to repairs at the onshore facility Snøhvit LNG outside Hammerfest, while the Valhall field in the North Sea has come back on stream after a six-month shutdown.
Snøhvitfeltet i Barentshavet hadde produksjonsstans i tre måneder på grunn av reparasjoner på landanlegget Snøhvit LNG utenfor Hammerfest, mens Valhallfeltet i Nordsjøen er i produksjon igjen etter å ha vært stengt i et halvt år.
Plans for Development and Operation (PDOs) and Plans for Installation and Operation (PIOs)
Plan for utbygging og drift (PUD) og Plan for anlegg og drift (PAD)
The MPE will issue its decision this autumn.
En eventuell godkjenning fra OED vil foreligge til høsten.
Two other PDOs that were submitted in December 2012 have also been processed and approved.
To PUD-er som ble levert i desember 2012 er også behandlet og godkjent.
This concerns the Ivar Aasen and Gina Krog fields, operated by Det norske and Statoil, respectively.
Det gjelder feltene Ivar Aasen og Gina Krog, operert av henholdsvis Det norske og Statoil.
The PIO for the Varg gas pipeline was submitted and approved during the firth six months of the year, while the PIO for the Edvard Grieg oil pipeline will most likely be submitted in the next few days.
PAD for Varg gassrør er levert og godkjent i første halvår, mens PAD for Edvard Grieg oljerør trolig vil bli levert en av de første dagene.
Awards
Tildelinger
New production licences in the 22nd licencing round on the Norwegian shelf were awarded on 21 June.
21. juni ble nye utvinningstillatelser i 22. konsesjonsrunde på norsk sokkel tildelt.
24 new production licences were awarded to 29 companies.
29 selskap fikk tildelt 24 nye utvinningstillatelser.
Four of the licences are in the Norwegian Sea and twenty are in the Barents Sea.
Fire av tillatelsene ligger i Norskehavet og tjue i Barentshavet.
This licencing round was, without doubt, the most comprehensive ever undertaken in the Barents Sea.
Utlysningsrunden er den desidert mest omfattende som har vært i Barentshavet.
On 8 February, the King in Council formally awarded 51 production licences in the Awards in Pre-defined Areas (APA) 2012.
8. februar tildelte Kongen i Statsråd formelt 51 utvinningstillatelser i tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2012.
The 51 production licences are spread between the North Sea (34), Norwegian Sea (14) and the Barents Sea (3).
De 51 utvinningstillatelsene fordeler seg på Nordsjøen (34), Norskehavet (14) og Barentshavet (3).
A total of 47 companies applied for production licences in APA 2012.
Totalt 47 selskaper søkte på utvinningstillatelser i TFO 2012.
On 15 February, the MPE announced APA 2013, which encompasses the pre-defined areas with blocks in the North Sea, Norwegian Sea and Barents Sea.
15. februar lyste OED ut TFO 2013, som omfatter de forhåndsdefinerte områdene med blokker i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
The application deadline is Wednesday, 11 September.
Søknadsfristen er onsdag 11. september.
Awards are expected to be made during the first quarter of 2014.
Tildeling forventes i løpet av første kvartal 2014.
Sale of seismic
Salg av seismikk
In 2011 and 2012, the Norwegian Petroleum Directorate acquired 2D seismic data in the southeastern Barents Sea and from Norwegian sea areas around Jan Mayen.
I 2011 og 2012 samlet Oljedirektoratet inn 2D-seismikk i Barentshavet sørøst og fra norske havområder ved Jan Mayen.
The processed seismic data was announced for sale as a single package on 21 June.
21. juni ble de seismiske prosesserte dataene lagt ut for salg som én pakke.
The seismic package also contains older, re-processed 2D seismic from the southeastern Barents Sea that was acquired in 1974 and 1976 and re-processed in 1992 (approx. 2160 kilometres).
Seismikkpakken inneholder også eldre, reprosessert 2D-seismikk fra Barentshavet sørøst som ble samlet inn i 1974 og 1976 og reprosessert i 1992 (cirka 2160 kilometer).
The price of the seismic package is NOK 12 million, plus VAT.
Prisen på seismikkpakken er 12 millioner kroner pluss merverdiavgift.
Contact in the NPD: Jan Bygdevoll, tel.
Kontaktperson i Oljedirektoratet: Jan Bygdevoll, tlf.
+47 51 87 62 98
51 87 62 98
The EOR Workshop is held every year, and this is the fourth time it has taken place in Norway.
EOR-Workshop'en arrangeres hvert år, og det er fjerde gang den er lagt til Norge.
“The approximately 60 participants come from research communities and universities all around the world,” says Mariann Dalland, principal engineer in the NPD and Norway’s representative on the IEA’s executive committee for enhanced oil recovery.
"De rundt 60 deltakerne kommer fra forsknings- og universitetsmiljøer rundt om i verden," sier Mariann Dalland, sjefingeniør i OD og Norges representant i IEAs råd (executive committee) for økt utvinning.
“We share knowledge and make contacts with people and expert environments.
"Vi deler kunnskap og knytter kontakter med folk og kompetansemiljøer.
It’s very useful!
Det er nyttig!
Historically, we know that these meetings have led to international research collaboration.”
Historisk sett vet vi at disse møtene har ført til internasjonalt forskningssamarbeid."
The two first days of the event will be a workshop with presentations.
De to første dagene av arrangementet blir det workshop med presentasjoner.
The topic of the symposium, held at the NPD’s offices on Wednesday, is ‘EOR from lab to field’.
Temaet for symposiet, som avvikles hos OD på onsdagen, er EOR fra laboratorium til felt ("EOR from lab to field").
The new research centre for enhanced recovery will be presented here, among other topics.
Der skal blant annet det nye forskningssenteret for økt utvinning presenteres.
Read more about the event here (pdf) >>
Les mer om arrangementet her (pdf) >>
Trawling activity in the area should be avoided during this period.
I denne perioden henstilles det om å unngå tråleaktivitet i området.
During the period when the streamer is lying exposed on the seabed, before it is covered, it is extremely vulnerable to any type of external influence.
I den tiden kabelen ligger på eksponert på sjøbunnen, før den er dekket til, er den svært sårbar for enhver ytre påvirkning.
We therefore urge relevant parties to avoid trawling activity in the area during this specific period.
Det henstilles derfor om å unngå tråleaktivitet i området i den aktuelle perioden.
Guard vessels will be present.
Det vil være vaktfartøy tilstede.
The relevant area lies within 61°31´N - 61°26´north and 2°17´E - 2°4´east.
Det aktuelle området ligger innenfor 61°31´N - 61°26´nord og 2°17´E - 2°4´øst.
Permanent reservoir monitoring (PRM) is a project wherein streamers are permanently laid on the seabed so as to provide better and more frequent seismic imagery of changes in the reservoir.
Permanent reservoarmonitorering (PRM) er et prosjekt hvor lyttekabel blir lagt ned på havbunnen permanent for å gi oftere og bedre seismisk bilde av forandringer i reservoaret.
The streamer is used to obtain more knowledge about the reservoir, thus facilitating the possibility of recovering more oil.
Kabelen brukes for å skaffe mer kunnskap om reservoaret og dermed gi mulighet til å utvinne mer olje.
Installation of the PRM system entails the laying of approximately 250 km of streamers on the seabed, before the cable is buried or covered with rock, so that it is trawlable.
Innstallering av PRM-system innebærer at omtrent 250 kilometer kabel vil bli lagt på sjøbunnen før den graves ned, eller dekkes med stein, slik at den er overtrålbar.
The streamer will be laid by the Maersk Responder vessel, and the trenching operation will be run from Northern Wave.
Kabelen blir lagt ut av fartøyet Maersk Responder og nedgravingen blir operert fra Northern Wave.
The Snorre field is operated by Statoil and is located in blocks 34/4 and 34/7 in the North Sea, northeast of Gullfaks and southwest of Knarr.
Snorrefeltet opereres av Statoil og er lokalisert i blokk 34/4 og 34/7 i Nordsjøen, nordøst for Gullfaks og sørvest for Knarr.
Water depth in the area is around 300 metres.
Vanndybden i området er rundt 300 meter.
Contact in Statoil:
Kontaktperson i Statoil:
Asbjørn Johnsen, tel.: +47 905 30 196
Asbjørn Johnsen, telefon: 905 30 196
This will make Van Thi Hai Pham the Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD’s) first employee with a doctorate in CO 2 injection.
Med dette blir Van Thi Hai Pham Oljedirektoratets første medarbeider med doktorgrad innenfor CO2-injeksjon.
The title of the doctoral work is “CO2 storage – simulations for forecasting the effects and behavior of injection in geological formations”.
Tittelen på doktorgradsarbeidet er CO2-storage – Simulations for forecasting the effects and behavior of injection in geological formations, simulering for å kunne forutsi effekten av CO2-injeksjon og hvordan CO2 opptrer i reservoaret.
These are important elements when CO2 is injected into the subsurface, either for storage or improved oil recovery.
Dette er sentrale elementer når CO2 skal injiseres i undergrunnen, enten for lagring eller til økt oljeutvinning.
Van has worked for the NPD since 1 September 2011, and she has completed the doctorate she had already started when she began working in the Directorate.
Van har arbeidet i OD siden 1. september i 2011, og hun har fullført den doktorgraden hun var i full gang med da hun begynte i direktoratet.
She has worked full-time while studying.
Her har hun hatt full jobb ved siden av studiene.
They are now working to map possible CO2 storage sites in the Barents Sea.
Gruppen arbeider nå med å kartlegge mulige CO2-lager i Barentshavet.
She also follows up to ensure that resources on the Troll field, both the oil and gas, are safeguarded in the best possible manner by the licensees.
I tillegg følger hun opp at ressursene på Trollfeltet, både oljen og gassen – blir ivaretatt på best mulig måte av rettighetshaverne.
Last, but not least, she also gets to use her expertise in the NPD’s work on reservoir modelling and simulation.
Sist, men ikke minst, hun får også god nytte av sin kompetanse i ODs arbeid med reservoarmodellering og –simulering.
Van Thi Hai Pham came to Norway from her native country, Vietnam, to study nearly eight years ago.
Van Thi Hai Pham kom fra sitt fødeland Vietnam til Norge for å studere for nesten åtte år siden.
She completed a master’s degree at NTNU (the Norwegian University of Science and Technology) in Trondheim and became a reservoir engineer.
Hun tok en mastergrad på NTNU i Trondheim og ble reservoaringeniør.
She then moved to Oslo and started her PhD on CO2 storage.
Så flyttet hun til Oslo og startet på PhD-programmet om CO2-lagring.
The doctoral work consists of five scientific articles.
Doktorgradsarbeidet består av fem vitenskapelige artikler.
Three have already been published, one is being printed and the final is now expected.
Tre er allerede publisert, en er til trykking og den siste er nå antatt.
Topics: Environment | Geology
Tema: Miljø | Geologi
In the early hours of 29 July, the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) started acquisition of 2D seismic in the northeastern Barents Sea.
Oljedirektoratet (OD) startet tidlig 29. juli innsamling av 2D-seismikk i Barentshavet nordøst.
According to the plan, the acquisition will take place for approx. two and a half months.
Innsamlingen skal etter planen foregå i cirka to og en halv måned.
The NPD is conducting the acquisition on assignment from the Government.
Oljedirektoratet gjennomfører innsamlingen på oppdrag av regjeringen.
Only the NPD is allowed to acquire seismic data in areas that have not been opened for petroleum activity.
Det er bare Oljedirektoratet som har anledning til å samle inn seismikk i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet.
The acquisition is part of the authorities’ work to gain an overview of potential petroleum resources on the Norwegian shelf.
Innsamlingen er en del av myndighetenes arbeid for å skaffe oversikt over potensielle petroleumsressurser på norsk sokkel.
The acquisition activity, which is a 2D seismic acquisition, is being carried out by the Artemis Atlantic seismic vessel, operated by the company Dolphin Geophysical.
Innsamlingen, som er en 2D-seismisk innsamling, foregår med seismikkfartøyet Artemis Atlantic operert av selskapet Dolphin Geophysical.
Huge quantities of lava spread in thick layers across several hundred square kilometres of seabed, and left today’s geologists with a big headache.
Store mengder lava og basalt veltet i tykke lag utover flere hundre kvadratkilometer av havbunnen og etterlot dagens geologer en drøy utfordring.
Text: Jan Stenløkk Photos: Jan Stenløkk
Tekst: Jan Stenløkk Foto: Jan Stenløkk
But many oil geologists believe that big assets could be concealed in petroleum-bearing strata below the ancient outpourings in the Norwegian Sea.
Men mange oljegeologer mener det kan ligge store verdier gjemt i petroleumsførende bergarter under de vulkanske lagene på sokkelen utenfor Midt-Norge.
So the NPD has teamed up with the Force industry forum in a project which aims to identify possible hidden treasures in this highly interesting part of the NCS.
Derfor har OD sammen med bransjeforumet FORCE tatt initiativ til et prosjekt som skal forsøke å avdekke om det finnes skjulte skatter i dette spennende området.
The goal is to learn so much about the rocks under the thick layers of basalt that these areas could become attactive for petroleum operations.
Målet er å skaffe seg så mye kunnskap om bergartene under de dype basaltlagene at de aktuelle områdene eventuelt kan bli attraktive for petroleumsvirksomhet.
Phase two involves continued work on geophysical and geological issues.
I fase to av prosjektet skal det arbeides videre med geofysiske og geologiske problemstillinger.
Participating companies undertake to make capital, expertise and human resources available.
Selskapene som deltar, forplikter seg til å stille både kapital, ekspertise og menneskelige ressurser til disposisjon.
“The volcanic activity generated by the separation of Norway and Greenland continued over millions of years, so we’re not only talking about a single layer of basalt but multiple deposits of varying thickenesses.”
Den vulkanske aktiviteten som fulgte i kjølvannet av åpningen av jordskorpen mellom Norge og Grønland, foregikk over mange millioner år.
Thick layers of eruptive rocks are also found on the Faroese continental shelf, he notes.
Også på færøysk sokkel finnes tykke lag av eruptive bergarter.
“The Faroese government has carried out two licensing rounds in sea areas with this type of geology.
Færøyske myndigheter har lyst ut to konsesjonsrunder i havområder med denne type geologi.
Facts Force: The forum for reservoir characterisation, reservoir engineering and exploration (Force) brings together oil companies working with exploration and improved recovery on the NCS.
Fakta FORCE (Forum for reservoir characterisation, reservoir engineering and exploration) er et samarbeidsforum for oljeselskapene som arbeider med leting og økt utvinning på norsk kontinentalsokkel.
Its secretariat is provided by the NPD, while the Research Council of Norway participates as an observer.
Oljedirektoratet har sekretariatet og Norges Forskningsråd deltar som observatør.
The report deals with field developments in excess of NOK 10 billion, with plans for development and operation approved during the period 2006 – 2008.
Dette er feltutbygginger på over 10 milliarder kroner der plan for utbygging og drift ble vedtatt i perioden 2006 – 2008.
The specific fields involved are Skarv, *Yme, Valhall redevelopment, Tyrihans and Gjøa.
Feltene det gjelder er Skarv, *Yme, Valhall videreutvikling, Tyrihans og Gjøa.
Most projects on the Norwegian shelf end up with development costs within the range of uncertainty stated in the plan for development and operation (PDO) (+/- 20%), but there are some projects with very extensive overruns.
De fleste prosjektene på norsk sokkel ender med utbyggingskostnader innenfor usikkerhetsspennet som er angitt i plan for utbygging og drift (PUD) (+/- 20 prosent), men det er noen prosjekter som har svært store overskridelser.
The NPD’s report reviews both projects with major overruns, and projects that have been carried out on schedule and with costs within the range of uncertainty.
ODs rapport gjennomgår både prosjekter med store overskridelser og prosjekter som er gjennomført i henhold til tidsplan med kostnader innenfor usikkerhetsspennet.
The report also shows that overruns are not a Norwegian phenomenon.
Rapporten viser også at overskridelser ikke er et særnorsk fenomen.
Several studies reveal the same trend internationally.
Flere studier viser samme trend internasjonalt.
The NPD’s work uncovered four main factors in project implementation that are important for the project’s success:
ODs arbeid avdekker at det særlig er fire forhold ved prosjektgjennomføringen som er viktige for at et prosjekt skal lykkes:
Meticulous work in the engineering phase, that is, in the early phase.
Et grundig arbeid i prosjekteringsfasen, altså i tidlig fase.
This will form the basis for decisions and the ongoing work in the project
Dette skal danne grunnlag for beslutninger og det videre arbeidet i prosjektet
A clear contract strategy which takes the project’s most important risk elements into account, such as use of new technology and major equipment components
En klar kontraktstrategi som tar hensyn til de viktigste risikoelementene i prosjektet, som for eksempel bruk av ny teknologi og store utstyrskomponenter
Thorough prequalification of the suppliers who contribute to the project
Grundig prekvalifisering av leverandørene som bidrar i prosjektet
Good operator follow-up of the project.
God oppfølging av prosjektet fra operatør.
This is crucial, regardless of where in the world the construction takes place
Dette er avgjørende uavhengig av hvor i verden byggingen foregår.
All of the projects reviewed by the NPD were built during a period when the market was tight.
Alle prosjektene OD har gjennomgått er gjennomført i en periode med et stramt marked.
The high level of activity is a contributing factor to the cost overruns, however, the most important causes lie in the planning, contract strategy, supplier follow-up and project follow-up.
Det høye aktivitetsnivået er en medvirkende årsak til kostnadsoverskridelsene, men de viktigste årsakene ligger altså i planlegging, kontraktstrategi, oppfølging av leverandører og oppfølging av prosjektene.
Yme, Valhall redevelopment and Skarv have the largest cost overruns.
Yme, Valhall videreutvikling og Skarv har størst kostnadsoverskridelser.
Gjøa and Tyrihans were completed on time and within the estimated cost range presented in the PDO.
Gjøa og Tyrihans er gjennomført på tid og innenfor usikkerhetsspennet for kostnader som ble presentert i PUD.
The objective of this work has been to extract lessons learned from the findings, both for the industry and for the authorities.
Hensikten med det arbeidet som nå er gjort er å trekke lærdom av funnene, både for næringen og for myndighetene.
“We believe that the experience gained from these projects can be transferred to other projects.
"Vi mener at erfaringene fra disse prosjektene kan overføres til andre prosjekter.
It is therefore important that the industry studies the findings in our report,” says director Arne Holhjem in the NPD.
Derfor er det viktig at næringen setter seg inn i funnene i rapporten vår," sier Arne Holhjem, direktør for teknologi, miljø og økt utvinng i OD.
“It is important to clarify the responsibilities in a field development.
Det er viktig å presisere ansvarsforholdene ved en feltutbygging.
The licensees are responsible for implementing the project within the framework outlined in the PDO.
Det er rettighetshaverne som har ansvaret for å gjennomfør prosjektet innenfor de rammene som er gitt i PUD.
This is a basic principal for our follow-up of the projects.”
Dette er grunnleggende for vår oppfølging av prosjektene:
“Now we in the NPD have to work through these findings to see how this will impact our follow-up efforts in connection with field developments,” says Arne Holhjem.
"Nå skal vi i OD arbeide oss gjennom funnene og se hvordan dette vil påvirke vårt oppfølgingsarbeid ved feltutbygginger," sier Arne Holhjem.