natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The objective of the well was to delineate the northern part of the discovery 7120/1-3 (Gohta) and to investigate the reservoir quality in Permian carbonate rocks and Permian-Triassic conglomerates.
Hensikten med brønnen var å avgrense den nordlige delen av funnet 7120/1-3 (Gohta) og undersøke reservoarkvaliteten i kalksteinsbergarter av perm alder og konglomerater av perm-trias alder.
Well 7120/1-5 encountered about 300 metres of carbonates in the Røye formation with poor reservoir quality.
Brønn 7120/1-5 påtraff om lag 300 meter kalksteiner i Røyeformasjonen med dårlig reservoarkvalitet.
Pressure gradients were not established and the forecasted Permian-Triassic conglomerates were not encountered.
Trykkgradienter ble ikke etablert og de prognoserte konglomeratene av perm-trias alder ble ikke påtruffet.
The well is classified as dry, with traces of hydrocarbons.
Brønnen er klassifisert som tørr, med spor av hydrokarboner.
The well has not been formation tested, but extensive data acquisition and sampling have been conducted.
Brønnen er ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The resource estimate for the discovery will be reduced as a result of the well.
Ressursestimatet for funnet vil reduseres som følge av denne brønnen.
An updated resource estimate will be prepared during the year based on all new data.
Et oppdatert ressursestimat vil utarbeides i løpet av året basert på alle nye data.
Development of the Gohta discovery is being considered along with the 7220/11-1 (Alta) discovery.
Gohta-funnet vurderes utbygd sammen med funnet 7220/11-1 (Alta).
The well result will not have any impact on the operator’s plans for further delineation of the Alta discovery.
Brønnresultatet vil ikke ha noen innvirkning på operatørens planer om videre avgrensing av Alta-funnet.
This is the third exploration well in production licence 492.
Dette er den tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 492.
Well 7120/1-5 was drilled to a vertical depth of 2502 metres below the sea surface and was terminated in the Røye formation in Permian.
Brønn 7120/1-5 ble boret til et vertikalt dyp på 2502 meter under havflaten, og ble avsluttet i Røyeformasjonen av perm alder.
The well was drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now proceed to drill appraisal well 7220/11-4 in production licence 609 in the Barents Sea, where Lundin Norway AS is the operator.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson, som nå skal bore avgrensingsbrønn 7220/11-4 i utvinningstillatelse 609 i Barentshavet, der Lundin Norway AS er operatør.
The well was drilled about 25 km southeast of the Snøhvit field in the Barents Sea.
Brønnen er boret om lag 25 kilometer sørøst for Snøhvit-feltet i Barentshavet.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks in the Stø formation.
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura alder i Støformasjonen.
The secondary exploration target was to prove petroleum in Late Triassic reservoir rocks in the Fruholmen and Snadd formation.
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder i Fruholmen- og Snaddformasjonen.
Well 7121/8-1 encountered a 23-metre gas column in the Stø formation in sandstone with moderate reservoir quality.
Brønn 7121/8-1 påtraff en gasskolonne på 23 meter i Støformasjonen i sandstein med moderat reservoarkvalitet.
The gas/water contact was proven at 1902 metres below the sea surface.
Gass/vann-kontakten ble påvist på 1902 meter under havflaten.
Several intervals of water-filled sandstone with moderate reservoir quality were encountered in the secondary exploration target in the Fruholmen and Snadd formation.
I sekundære letemål i Fruholmen- og Snaddformasjonen ble det påtruffet flere intervaller med vannfylt sandstein med moderat reservoarkvalitet.
Preliminary estimates place the size of the discovery between 2 and 3 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 2 og 3 milliarder standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The discovery will be considered as a tie-in to existing infrastructure on the Snøhvit field.
Funnet vil bli vurdert knyttet opp til eksisterende infrastruktur på Snøhvit-feltet.
This is the first exploration well in production licence 849.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 849.
The licence was awarded in APA 2015.
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2015.
Well 7121/8-1 was drilled to a vertical depth of 2228 metres below the sea surface, and was terminated in the Snadd formation in the Upper Triassic.
Brønn 7121/8-1 ble boret til et vertikalt dyp av 2228 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen i øvre trias.
Water depth at the site is 378 metres.
Havdypet er 378 meter.
Well 7121/8-1 was drilled by the Songa Enabler which will now drill wildcat well 7325/4-1 in production licence 855 in the Barents Sea, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 7121/8-1 ble boret av Songa Enabler som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7325/4-1 i utvinningstillatelse 855 i Barentshavet der Statoil Petroleum AS er operatør.
The primary exploration target for the well was proving petroleum in Middle Triassic reservoir rocks (Kobbe formation).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i midtre trias reservoarbergarter (Kobbeformasjonen).
Secondary exploration targets were to prove petroleum in Upper Triassic to Lower Jurassic reservoir rocks (Realgrunn sub-group and Snadd formation) and, depending on the well result, in Lower Triassic reservoir rocks (Klappmyss formation).
Sekundære letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre trias til nedre jura reservoarbergarter (Realgrunnundergruppen og Snaddformasjonen) og, avhengig av brønnresultat, i nedre trias reservoarbergarter (Klappmyssformasjonen).
Well 7122/10-1 S encountered about 35 metres of reservoir rocks in the Kobbe formation with moderate to good reservoir quality.
Brønn 7122/10-1 S traff på om lag 35 meter tykke reservoarbergarter i Kobbeformasjonen med moderat til god reservoarkvalitet.
In the secondary exploration target, the well encountered about 35 metres of sandstone reservoir in the Realgrunn sub-group with good reservoir quality, and about 80 metres of sandstone reservoir in the Snadd formation with moderate to good reservoir quality.
I sekundært letemål traff brønnen på om lag 35 meter sandsteinreservoar i Realgrunnundergruppen med god reservoarkvalitet, og om lag 80 meter sandsteinreservoar i Snaddformasjonen med moderat til god reservoarkvalitet.
There were traces of oil in the Realgrunn sub-group, and a core was taken.
I Realgrunnundergruppen var det spor av olje, og det ble tatt en kjerne.
The Snadd and Kobbe formations are aquiferous.
Snadd- og Kobbeformasjonene er vannførende.
Samples have been taken and extensive volumes of data have been acquired.
Det er tatt prøver og samlet inn omfattende mengder data.
This is the first exploration well in production licence 697.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 697.
The licence was awarded in APA2012.
Tillatelsen ble tildelt i TFO2012.
Well 7122/10-1 S was drilled to vertical depth and measured depths of 1298 metres and 1491 metres below the sea surface, respectively, and the well was terminated in the Kobbe formation in the Middle Triassic.
Brønn 7122/10-1 S ble boret til et vertikalt dyp og målt dyp av henholdsvis 1298 meter og 1491 meter under havflaten, og ble avsluttet i Kobbeformasjonen i midtre trias.
Well 7122/10-1 S was drilled by Scarabeo 8, which has now completed the contract with Eni Norge AS.
Brønn 7122/10-1 S ble boret av Scarabeo 8, som nå er ferdig med kontrakten med Eni Norge AS.
The wells were drilled about 32 kilometres northwest of discovery well 7220/11-1 (Alta) and about 37 kilometres southwest of discovery well 7220/8-1 Johan Castberg.
Brønnene er boret om lag 32 kilometer nordvest for funnbrønnen 7220/11-1 (Alta) og om lag 37 kilometer sørvest for funnbrønnen 7220/8-1 Johan Castberg.
The primary and secondary exploration targets for wildcat well 7219/12-1 were to prove petroleum in two Early Jurassic and Late/Middle Triassic reservoir levels (Tubåen and Fruholmen formations).
Primært og sekundært letemål for undersøkelsesbrønn 7219/12-1 var å påvise petroleum i to reservoarnivå av tidligjura og sentrias/mellomtrias alder (Tubåen- og Fruholmenformasjonene).
The primary exploration target for appraisal well 7219/12-1 A was to collect geological data in Early Jurassic/Late Triassic sandstone rocks (Nordmela and Tubåen formations).
Primærmålet for avgrensningsbrønn 7219/12-1 A var å samle inn geologiske data i sandsteinbergarter av tidligjura/sentrias alder (Nordmela- og Tubåenformasjonene).
Well 7219/12-1 proved a total oil column of about 60 metres and an overlying total gas column of about 60 metres, of which 55 metres and 45 metres, respectively, were in sandstone with good reservoir properties in the Tubåen formation.
Brønn 7219/12-1 påviste en total oljekolonne på om lag 60 meter og en overliggende total gasskolonne på om lag 60 meter, hvorav henholdsvis 55 meter og 45 meter i sandsteiner med gode reservoaregenskaper i Tubåenformasjonen.
Well 7219/12-1 A confirmed a mostly equivalent gas and oil column in the Nordmela and Tubåen formations with good reservoir properties.
Brønn 7219/12-1 A bekreftet en om lag tilsvarende gass- og oljekolonne i Nordmela- og Tubåenformasjonene med gode reservoaregenskaper.
Preliminary estimations of the size of the discovery are between 5.5 and 16 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 5,5 og 16 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
Further delineation and production testing of the discovery will be assessed.
Videre avgrensing og produksjonstest av funnet vil bli vurdert.
The wells were not production tested, but extensive data acquisition and sampling have been carried out.
Brønnene ble ikke produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
These are the second and third exploration wells in production licence 533.
Dette er andre og tredje letebrønn i utvinningstillatelse 533.
Well 7219/12-1 was drilled to a vertical depth of 2475 metres below the sea surface and was terminated in the Snadd formation in Late Triassic.
Brønn 7219/12-1 ble boret til et vertikalt dyp på 2475 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen av sentrias alder.
Well 7219/12-1 A was drilled to a vertical depth of 1800 metres below the sea surface and terminated in the Fruholmen formation in Late Triassic.
Brønn 7219/12-1 A ble boret til et vertikalt dyp på 1800 meter under havflaten og avsluttet i Fruholmenformasjonen av sentrias alder.
The wells will now be temporarily plugged and abandoned.
Brønnene blir nå midlertidig plugget og forlatt.
Wells 7219/12-1 and 7219/12-1 A were drilled by the Leiv Eiriksson drilling facility, which will now proceed to production licence 492 in the Barents Sea to drill appraisal well 7120/1-5 where Lundin Norway AS is the operator.
Brønnene 7219/12-1 og 7219/12-1 A ble boret av boreinnretningen Leiv Eiriksson, som nå skal til utvinningstillatelse 492 i Barentshavet for å bore avgrensningsbrønn 7120/1-5 der Lundin Norway AS er operatør.
The well was drilled about 23 kilometres southwest of the discovery well 7220/8-1 Johan Castberg and 225 kilometres northwest of Hammerfest.
Brønnen er boret om lag 23 kilometer sørvest for funnbrønnen 7220/8-1 Johan Castberg og 225 kilometer nordvest for Hammerfest.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Early Cretaceous reservoir rocks (top part of the Kolje formation).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidligkritt alder (øvre del av Koljeformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in somewhat older Early Cretaceous reservoir rocks (lower part of the Kolje formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i noe eldre reservoarbergarter av tidligkritt alder (nedre del av Koljeformasjonen).
Well 7219/9-2 encountered oil in two sandstone intervals with thicknesses of 27 and 18 metres, with moderate to poor reservoir quality in the upper part of the Kolje formation.
Brønn 7219/9-2 påtraff olje i to sandsteinsintervaller av 27 og 18 meters tykkelse med moderat til dårlig reservoarkvalitet i øvre del av Koljeformasjonen.
The oil-water contact was not encountered.
Olje-vannkontakt ble ikke påtruffet.
Reservoir rocks were not encountered in the lower part of the Kolje formation.
I nedre del av Koljeformasjonen ble det ikke påtruffet reservoarbergarter.
Preliminary estimates place the size of the discovery between 4 and 8 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 4 og 8 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.
Tie-in of the discovery to the Johan Castberg discovery will be assessed.
Funnet vil bli vurdert tilknyttet Johan Castberg-funnet.
Further delineation of the discovery is currently being considered to clarify the total volume potential.
Videre avgrensing av funnet blir nå vurdert for å avklare det totale volumpotensialet.
This is the eighth exploration well in production licence 532.
Dette er den åttende letebrønnen i utvinningstillatelse 532.
The well was drilled to a vertical depth of 2532 metres below the sea surface, and was terminated in the Stø formation in the Middle Jurassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2532 meter under havflaten, og ble avsluttet i Støformasjonen av mellomjura alder.
Water depth is 336 metres.
Havdypet er 336 meter.
Well 7219/9-2 was drilled by the Songa Enabler drilling facility, which will now proceed to production licence 849 in the Barents Sea to complete the drilling of 7121/8-1 (Blåmann), where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 7219/9-2 ble boret av boreinnretningen Songa Enabler som nå går til utvinningstillatelse 849 i Barentshavet for å avslutte boringen av 7121/8-1 (Blåmann), der Statoil Petroleum AS er operatør.
The drilling program for well bore 25/11-25 S concerns drilling of an exploration well in production licence 169 in the North Sea.
Boreprogrammet for brønnbane 25/11-25 S gjelder boring av letebrønn i utvinningstillatelse 169.
StatoilHydro is the operator with a 45 per cent ownership interest.
Hydro er operatør med 45 prosent eierandel.
Other licensees are ExxonMobil with an ownership interest of 13 per cent, Petoro with 30 per cent and Statoil with 12 per cent.
Øvrige rettighetshavere er ExxonMobil 13 prosent, Petoro 30 prosent og Statoil 12 prosent.
Production licence 169 was awarded in the 13th licensing round in 1991.
Utvinningstillatelse 169 ble tildelt 13.konsesjonsrunde i 1991.
This is the eleventh exploration well to be drilled in this production licence.
Dette er den elevte letebrønnen som bores i denne utvinningstillatelsen.
Wellbore 25/11-25 S will be drilled from the Transocean Winner facility.
Brønnbane 25/11-25 S skal bores fra innretningen Transocean Winner.
The semi-submersible facility is returning from drilling in production licence 107 in the Norwegian Sea.
Den halvt nedsenkbare innretningen kommer fra boring av 6407/7B-1 Y1H på norvestflanken av Njord i utvinningstillatelse 107.
It is assumed that there are a number of potential sites for storing CO2 on the continental shelf.
Kontinentalsokkelen antas å ha flere områder som kan brukes til å lagre CO2.
However, the potential repositories have different qualities with regard to depth, capacity, containment and processes inside the reservoirs.
Men de potensielle lagrene har ulike egenskaper med hensyn til dybde, kapasitet, forsegling og prosesser inne i reservoarene.
According to the NPD’s project manager for carbon storage, Eva Halland, it is particularly important to identify and evaluate capacity and leakage prevention.
Ifølge leder for lagringsprosjektet i OD, Eva Halland, er det særlig kapasiteten og sikkerheten mot lekkasjer som må kartlegges og evalueres.
“Our objective is to find safe storage sites for emissions from sources in Norway and from other parts of Europe,” she says.
“Målet er å finne sikre lagringsplasser for utslipp fra kilder i Norge og andre deler av Europa,” sier hun.
Carbon storage is a topic of much concern in many sectors within business, industry and academia.
CO2-lagring er et tema som opptar ulike miljøer innenfor næringsliv, industri og akademia.
On assignment from the Ministry of Petroleum and Energy (MPE), the NPD has established a forum for carbon storage.
På oppdrag av Olje- og energidepartementet (OED) har OD etablert et forum for lagring av CO2.
The forum held its first meeting at the NPD’s premises on Wednesday, 6 January.
Forumet hadde sitt første møte hos Oljedirektoratet onsdag 6. januar.
Present at the meeting were representatives from Christian Michelsen Research, Sintef, the Universities of Bergen and Oslo, Det norske Veritas, Gassnova and Statoil, all of whom have either carbon capture and storage experience or are involved in research projects in the field.
Her deltok representanter fra Christian Michelsen Research, Sintef, universitetene i Bergen og Oslo, Det norske Veritas, Gassnova og Statoil.
The MPE was present as an observer.
I tillegg deltok OED som observatør.
”We wish to draw on the knowledge that already exists in Norway, and we are eagerly looking forward to working with institutions with expertise in the field ” Eva Halland says.
”Vi ønsker å trekke på den kunnskapen som finnes i Norge, og vi ser veldig fram til å samarbeide med miljøer som har eksepertkompetanse på området, ” sier Eva Halland.
According to Halland, the newly-established forum will play an important part in the efforts to identify suitable storage sites.
Det nyopprettede forumet blir ifølge henne en viktig medspiller i arbeidet med å finne egnede lagringsplasser.
By June 2011, a directive for carbon capture and storage must be adopted in the EU countries’ respective regulations.
Innen juni 2011 skal alle EU-land implementere et direktiv for karbonfangst og -lagring i sine egne regelverk.
Regulations are already being drafted in Norway, and will be submitted for review this spring.
En forskrift er under utarbeidelse i Norge, den skal sendes ut på høring i løpet av våren.
This is an alternative to more traditional hierarchal public administration.
Oljedirektoratet er en fleksibel kompetanseorganisasjon som skiller seg fra den mer tradisjonelle, hierarkiske statsforvaltningen.
The Norwegian Petroleum Directorate is a fluid organisation.
Oljedirektoratet er en organisasjon i bevegelse.
There are no sections or departments in the NPD, but about 80 teams with designated mandates and defined tasks.
Det er ingen seksjoner eller avdelinger i OD, men rundt 80 lag med egne mandater og definerte oppgaver.
Management functions rotate, and work communities are established and discontinued.
Ledelsesfunksjoner roterer, og arbeidsfellesskap opprettes og legges ned.
There are about 230 employees joining and leaving teams; and they largely control how to distribute their time in the different teams themselves.
Det er rundt 230 medarbeidere som går inn og ut av lag, og de styrer i stor grad selv hvordan de fordeler tiden i de ulike lagene.
In recent years, the NPD has received additional tasks and more employees.
De siste årene har OD fått flere oppgaver og flere medarbeidere.
The director general and four directors constitute the NPD’s strategic management group and twelve assistant directors make up the NPD’s operative management.
Oljedirektør og fire direktører utgjør ODs strategiske ledergruppe og tolv underdirektører utgjør ODs operative ledelse.
The NPD’s organisation is split into four main areas:
ODs organisasjon er delt inn i fire hovedområder:
Exploration
Leting
Development and operations
Utbygging og drift
Analysis and framework
Analyser og rammer
Data management and organisation
Dataforvaltning og organisasjon
Contact person: Heidi Ersland Pedersen, tel.
Kontaktperson: Heidi Ersland Pedersen, tlf.
+47 51 87 62 81
51 87 62 81
The measures in the petroleum industry cost in the range of NOK 400 to NOK 4000 per tonne of reduced CO2.
Tiltakene innen petroleumsindustrien har et kostnadsspenn fra 400 kroner til 4000 kroner per tonn redusert CO2.
There is significant uncertainty regarding both the cost estimates and technological development.
Det er stor usikkerhet knyttet til anslagene for tiltakskostnader og teknologiutvikling.
The measures are large, complex industry projects which will take time to realise.
Tiltakene er store og kompliserte industriprosjekter som det tar tid å realisere.
Estimates indicate that a reduction of up to 3 million tonnes of CO2 could be accomplished by 2020.
Det er vurdert som mulig å gjennomføre reduksjoner på opp til 3 millioner tonn CO2 innen 2020.
Measures have been studied with an overall potential of reduction in emissions corresponding to 22 million tonnes of CO2 for the following sectors: transport, industry, construction and district heating, agriculture, forestry, waste management and the petroleum industry.
Totalt for sektorene transport, industri, bygg- og fjernvarmesektoren, jordbruk, skogbruk og avfall, samt petroleum er det utredet tiltak med et totalt potensial for utslippsreduksjoner som tilsvarer 22 millioner tonn CO2.
The costs of the measures vary from socio-economic profitable measures to nearly NOK 4,000 per tonne.
Tiltakskostnadene varierer fra samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak til nesten 4000 kroner per tonn.
Press release Climate Cure 2020 Climate Cure 2020 shows how Norway can reduce emissions (Norwegian only)
Pressemelding Klimakur 2020 Klimakur 2020 viser hvordan Norge kan redusere utslippene
CCS report Capture and storage of CO2 (Norwegian only)
CCS-rapport Fangst og lagring av CO2
The report was submitted on 9 June.
Rapporten var klar 9. juni.
The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) is one of the contributors to the project entitled One North Sea – A study into North Sea cross-border CO2 transport and storage.
Oljedirektoratet er ein av bidragsytarane til rapporten One North Sea – A study into North Sea cross-border CO2 transport and storage.
The project group has estimated the size of the existing storage space, as well as the future needs.
Prosjektgruppa har rekna på kor stor lagringsplass som finst, og kor stort behovet vil vere.
The group has also examined what would be required for storing CO2 from Europe – and when this need might arise.
Dei har også sett på kva som skal til for å kunne deponere CO2 frå Europa – og kva tid dette behovet vil oppstå.
The report also addresses factors such as what industry and the authorities can do to establish a good framework and an infrastructure for CO2 transport.
I rapporten peiker prosjektet mellom anna på kva industri og styresmakter kan gjere for å få plass gode rammer og ein infrastruktur for transport av CO2.
According to the report, Europe could have a need to store up to 270 million tonnes of CO2 per year, starting from 2030.
Europa kan ha behov for å lagre opptil 270 millionar tonn CO2 årleg frå i 2030, ifølge rapporten.
That is 4.5 times more than the annual CO2 emissions in Norway, including all automobile traffic and transport.
Det er 4,5 gonger meir enn det årlege utsleppet av CO2 i Noreg – medrekna all bilkøyring og transport.
The project estimates that half of the potential CO2 storage sites are found under the North Sea.
Prosjektet anslår at halvparten av dei potensielle lagringsstadane for CO2 finst under Nordsjøen.
The British consultancy firm Element Energy coordinated the work on the report, which also includes contributions from the German and Dutch authorities.
Det britiske konsulentselskapet Element energy har koordinert arbeidet med rapporten.
These reports are made in parallel to the Norwegian Climate and Pollution Agency (Klif), the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) and the Norwegian Oil Industry Association (OLF) in EnvironmentWeb – a joint database for the authorities and the oil and gas industry.
Rapporteringen gjøres parallelt til Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif), Oljedirektoratet (OD) og Oljeindustriens Landsforening (OLF) i EnvironmentWeb – en felles database for myndighetene og olje- og gassindustrien.
Carbon dioxide (CO2)
Karbondioksid (CO2)