natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Personnel who perform maintenance will be brought on board from vessels equipped with a gangway.
Vedlikeholdspersonell får tilgang fra fartøy utstyrt med en gangbro.
Such a solution is novel on the Norwegian shelf, but has been thoroughly tested e.g. on the Danish and Dutch shelves.
En slik løsning er ny i Norge, men er godt utprøvd blant annet på dansk og nederlandsk sokkel.
This type of development solution is appropriate for depths of up to approx. 150 metres, and the solution may therefore also be relevant for several of the many minor discoveries for which development decision have not yet been made.
Denne typen utbyggingsløsning er egnet for havdyp ned til cirka 150 meter, og kan derfor være aktuell for flere av de mange mindre funnene som ennå ikke er besluttet bygget ut.
Statoil and its partners Petoro, Total and ConocoPhillips have booked a dedicated, simplified, jack-up drilling facility (Cat J rig) to drill the wells.
Statoil og partnerne Petoro, Total og ConocoPhillips har bestilt en egen, forenklet, oppjekkbar boreinnretning (Cat J-rigg) som skal bore brønnene.
Production start-up is scheduled for the second quarter of 2018.
Produksjonsstart er planlagt i andre kvartal 2018.
This is how the developers envision the solution with an unmanned wellhead facility.
Slik ser utbyggerne for seg løsningen med en ubemannet brønnhodeinnretning.
The Oseberg field centre is in the background and the seabed facility on the Vestflanken can be seen on the right.
Oseberg feltsenter i bakgrunnen og havbunnsinnretningen på Vestflanken ute til høyre.
(Illustration: Statoil)
(Illustrasjon: Statoil)
Oseberg Vestflanken 2 will be developed with a simplified, unmanned wellhead facility with ten well slots.
Oseberg Vestflanken 2 skal bygges ut med en forenklet, ubemannet brønnhodeinnretning med ti brønnslisser.
“Being out by some 20 million years means there’s something wrong with the model,” says Lundschien.
Altså måtte det være noe galt med de rådende modellene,» sier Lundschien.
The NPD has staged a number of expeditions to and around Svalbard since 2006, collecting and analysing data together with Norwegian, Russian, Polish and British research institutes.
I samarbeid med forskningsinstitusjoner i Norge, Russland, Polen og Storbritannia, har Oljedirektoratet samlet inn og analysert informasjon fra flere feltekspedisjoner på og rundt Svalbard siden 2006.
Kalmar Ildstad, assistant director for development and operations – Norwegian Sea and Alv Bjørn Solheim, assistant managing director and technical director at Wintershall.
Kalmar Ildstad, underdirektør for utbygging og drift Norskehavet og Alv Bjørn Solheim, viseadministrerende direktør og teknisk direktør i Wintershall.
(Photo: Arne Bjørøen, NPD)
(Foto: Arne Bjørøen)
The Maria discovery, located in blocks 6407/1 and 6406/3 on the Halten Bank in the Norwegian Sea, is Wintershall’s first operated development project.
Maria-funnet, som ligg i blokkene 6407/1 og 6406/3 på Haltenbanken i Norskehavet, er Wintershalls første eigenopererte utbyggingsprosjekt.
The discovery is estimated to contain approximately 28.1 million standard cubic meters of oil equivalent, mostly oil, but also some associated gas and natural gas liquid (NGL).
Funnet er estimert til å innehalde rundt 28,1 millionar standard kubikkmeter oljeekvivalentar, for det meste olje med noko assosiert gass og våtgass (NGL).
Maria is located 230 kilometres from shore.
Maria ligg 230 kilometer frå land.
The water depth in the area is 300 metres, and the reservoir is located about 3800 metres below the sea surface.
Vassdjupet i området er 300 meter, og reservoaret ligg rundt 3800 meter under havflata.
Production licence 475BS was awarded in APA 2008.
Utvinningsløyve 475BS vart tildelt i TFO 2008.
The discovery was made during drilling of well 6406/3-8 T2 in 2010.
Funnet blei gjort ved boring av brønn 6406/3-8 T2 i 2010.
The licensees are expecting production to start in the fourth quarter of 2018.
Rettshavarane legg opp til at produksjonen skal starte i fjerde kvartal 2018.
Development concept for Maria
Utbyggingsløysing for Maria
According to the plan, Maria will be developed with a subsea production facility consisting of two subsea templates, both with room for drilling and completion of up to four wells.
Etter planen skal Maria byggast ut med eit undervass produksjonsanlegg som består av to brønnrammer, begge med plass for boring og komplettering av opp til fire brønnar.
Two production wells and two water injection wells will be drilled from each template using a semi-submersible drilling facility.
Det skal borast to produsentar og ein vassinjeksjonsbrønn frå kvar brønnramme ved bruk av ei halvt nedsenkbar boreinnretning.
The production facility will be tied back to the existing infrastructure in the area.
Produksjonsanlegget skal koplast opp mot eksisterande infrastruktur i området.
“The development solution is special, because as many as four hosts, or other facilities, are involved.
«Utbyggingsløysinga er spesiell fordi så mange som fire vertar, eller andre innretningar, er involvert.
Statoil, who is the operator of these facilities, has cooperated closely with Wintershall concerning the development.
Statoil, som er operatør for desse, har samarbeidd nært om utbygginga med Wintershall.
The well stream from Maria will be sent to the Kristin platform for processing and metering.
Brønnstrømmen fra Maria blir sendt til Kristin-plattformen for prosessering og måling.
The stabilised oil will then be sent to the Åsgard A production and storage ship for storage and offloading to shuttle tankers.
Den stabiliserte olja vil så bli send til produksjons- og lagerskipet Åsgard A for lagring og lossing til skytteltankarar.
According to the plan, the rich gas will be exported via the Åsgard Transport pipeline system to Kårstø in Rogaland County.
Rikgassen skal etter planen eksporterast via røyrsystemet Åsgard Transport til Kårstø i Rogaland.
Gas for well gas lift will be supplied from the Åsgard B platform via existing gas pipes to the Tyrihans subsea template on the Tyrihans field.
Gass for gassløft av brønnane vil komme frå Åsgard B-plattformen via eksisterande gassrøyr til brønnramma Tyrihans D på Tyrihans-feltet.
Here, the lift gas pipeline for Maria will be connected.
Her skal røyret for løftegass for Maria bli kopla til.
Water for pressure support will be supplied from the Heidrun platform.
Vatn som skal brukast til trykkstøtte skal leverast frå Heidrun-plattforma.
The NPD encourages shelf companies to focus on sound area solutions and efficient use of the existing infrastructure:
Oljedirektoratet er pådrivar for at selskapa på sokkelen skal satse på gode områdeløysningar og effektiv utnytting av eksisterande infrastruktur:
“This development requires extensive collaboration across the exploration licence.
«Dette er ei utbygging som stiller store krav til samarbeid på tvers av utvinningsløyva.
If we are to ensure maximum benefit for society from oil and gas production on the Norwegian shelf in the time ahead, both the developer and the host need to show willingness to be able to succeed with this type of solution,” says Ildstad.
Skal vi lukkast med å realisere størst mogleg samfunnsmessige verdiar av olja og gassen på norsk sokkel i tida framover, er vi avhengige av vilje både hjå utbyggar og vert til å få til denne type løysingar,» seier Ildstad.
Wintershall Norge AS is the operator with an ownership interest of 50 percent.
Wintershall Norge AS er operatør med ein del på 50 prosent.
The other licensees are Petoro AS with 30 percent and Centrica Resources (Norge) AS with 20 percent.
Dei andre rettshavarane er Petoro AS med 30 prosent og Centrica Resources (Norge) AS med 20 prosent.
Geographical location of the Maria field
Geografisk plassering av Maria-funnet.
This is why the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) is sceptical of the proposal to plug wells as a measure to keep drilling rigs in activity.
Derfor er Oljedirektoratet (OD) skeptisk til forslag om å plugge brønner som tiltak for å holde borerigger i aktivitet.
The NPD, as resource steward, wants the industry to use available rig capacity to drill new profitable wells and is considering re-use of existing wells to avoid declining production on existing fields.
OD som ressursforvalter er opptatt av at næringen bruker ledig riggkapasitet til å bore nye lønnsomme brønner og vurderer gjenbruk av eksisterende brønner for å unngå fallende produksjon på eksisterende felt.
Multiple re-use methods are used to produce remaining resources; here it is important for decisions concerning potential plugging to be well-reasoned and long-term.
Det er flere metoder for gjenbruk som benyttes for å produsere gjenværende ressurser, der er det viktig at beslutninger om eventuell plugging er veloverveide og langsiktige.
The NPD wants to stimulate the licensees to utilise these opportunities for improved recovery on the fields.
OD er pådriver for at rettighetshaverne skal utnytte disse muligheten til økt utvinning på feltene.
It is important that the considerable investments represented by a well, are utilised as long as they are profitable in a long-term perspective.
Det er viktig at de store investeringene en brønn representerer, blir utnyttet så lenge det er lønnsomt i et langsiktig perspektiv.
The NPD's figures show that there are about 2200 wellbores in use on producing fields.
ODs tall viser at det er om lag 2200 brønnbaner i bruk på produserende felt.
The wells are used to produce oil and gas or to inject water and gas in order to drain reservoirs in the best possible manner.
Brønnene brukes til produksjon av olje og gass eller til injeksjon av vann og gass for å drenere reservoarene på best mulig måte.
The NPD has, based on reported figures, estimated that about 40 – 50 wells are scheduled to be plugged each year over the next few years.
OD har, basert på innrapporterte tall, estimert at det skal plugges om lag 40 – 50 brønner per år de nærmeste årene.
Most of these wells are plugged from fixed facilities.
De fleste av disse brønnene plugges fra faste innretninger.
The figures change continuously as new wells are drilled and others are plugged.
Tallene endrer seg fortløpende etter hvert som nye brønner bores og andre plugges.
The licensees on the various fields are responsible for the wells and have the overview of their own fields.
Det er rettighetshaverne på de ulike feltene som forvalter brønnene og har oversikten på sine felt.
Contact person:
Kontaktperson:
Harald Brekke, NPD.
Harald Brekke, Oljedirektoratet
Map of the central Arctic Ocean with the expedition route in red.
Kartet over sentrale Polhavet der ekspedisjonsruten vises i rødt.
The first day of each month is marked with yellow points.
Den første dagen i hver måned er markert med gule punkter.
This was to the day 119 years after Nansen and Johansen returned from the Fram I expedition in 1896.
Det var ganske nøyaktig på dagen 119 år etter at Nansen og Johansen i 1896 kom tilbake fra Fram I-ekspedisjonen.
The foremost polar researcher of our time, Professor Yngve Kristoffersen and his very experienced polar colleague, Audun Tholfsen, spent the winter alone in the central Arctic Ocean to do polar research.
Vår tids fremste polarforsker, professor Yngve Kristoffersen, og hans meget erfarne polarmedarbeider Audun Tholfsen har overvintret alene i det sentrale Polhavet i forskningens tjeneste.
On 31 August last year, Sabvaaba and the two researchers were placed on the ice near the North Pole by the German research ice breaker Polarstern.
31. august i fjor ble Sabvaaba og de to forskerne satt av på isen rett ved Nordpolen av den tyske forskningsisbryteren Polarstern.
With them, they had scientific measurement equipment and supplies for 1.5 years.
Med seg på isen hadde de vitenskapelig måleutstyr og forsyninger for halvannet år.
The 2014/15 Fram expedition was under way.
Fram 2014/15-ekspedisjonen var i gang.
On 18 August this year, the remaining equipment was picked up from what was left of the ice floe by the sealing vessel Havsel.
18 august i år ble det gjenværende utstyret plukket opp fra det som var igjen av isflaket av selfangstskuta Havsel.
It then returned to Longyearbyen in Svalbard together with Sabvaaba.
Deretter gikk den sammen med Sabvaaba tilbake til Longyearbyen på Svalbard.
In the meantime, the 2014/15 Fram expedition had an adventurous, and at times, rough, journey.
I mellomtiden hadde Fram 2014/15-ekspedisjonen hatt en eventyrlig og til tider strabasiøs reise.
They crossed the Lomonosov ridge a whopping five times, and then the Morris Jesup plateau north of Greenland for good measure.
Hele fem ganger krysset de over Lomonosovryggen og deretter like godt over Morris Jesup-platået nord for Grønland.
Most of this route passes through the most inaccessible areas of the Arctic Ocean.
Mesteparten av denne ruta går gjennom de mest utilgjengelige områdene i hele Polhavet.
Here, the ice is so thick that you need a nuclear icebreaker to get there.
Her er isen så tjukk at man må ha atomisbryter for å være sikker på å komme fram.
Unless you happen to have a hovercraft.
Hvis man da ikke skulle ha en luftputebåt.
But even with a nuclear icebreaker it is virtually impossible to collect seismic data there.
Men selv med atomisbryter er det omtrent umulig å samle inn seismiske data der.
As a result, the 1 000 kms of good seismic collected by the 2014/15 Fram expedition using their ice drift technique is a unique data set.
Derfor er de 1000 kilometrene med god seismikk, som Fram 2014/15-ekspedisjonen samlet inn med sin isdriftteknikk, et helt unikt datasett.
In addition to the seismic data, the expedition also collected almost 2 000 kms of a number of other data from air, ice, and water.
I tillegg til de seismiske dataene samlet ekspedisjonen inn nesten 2000 kilometer med en mengde andre data fra luft, is og vann (lenke inn Yngves egen oppsummering her).
The data set from the 2014/15 Fram expedition will be one of the most important Arctic Ocean references in many disciplines for years to come.
Datasettet fra Fram 2014/15-ekspedisjonen vil på flere fagfelt bli stående som en av de aller mest vesentlige referansene i Polhavet i mange år framover.
The seismic data collected from the Lomonosov Ridge and the Morris Jesup plateau will provide new knowledge of the geological development of the northern marine on the Barents Sea shelf .
Blant annet vil de seismiske dataene over Lomonosovryggen og Morris Jesup-platået gi ny kunnskap om den geologiske utviklingen av den nordlige marinen av Barentshavsokkelen.
The Norwegian Petroleum Directorate has been one of the sponsors of the expedition.
Oljedirektoratet har vært med og sponset ekspedisjonen.
The 2014/15 Fram expedition at 88° North, New Year's Eve 2015.
Fram 2014/15-ekspedisjonen på 88° Nord, nyttårsaften 2015.
Read Yngve Kristoffersen's summary:
Les Yngve Kristoffersens sammendrag:
Ice drift station FRAM-2014/15 summary >>
Ice drift station FRAM-2014/15 summary >>
This estimate has been unchanged since 2003, despite discoveries made since then.
Anslagene er ikke endret siden 2003, selv om det både er påvist olje og gass siden den gang.
Text: Erling Kvadsheim
Tekst: Erling Kvadsheim
Liquids account for roughly 45 per cent of this total, and gas for 55 per cent.
Om lag 45 prosent av dette er væske og 55 prosent gass.
Thirty per cent is expected to lie in the Barents Sea outside the area with overlapping claims, 35 per cent in the Norwegian Sea and the rest in the North Sea.
Av de totale petroleumsmengdene vil ventelig 30 prosent ligge i Barentshavet (utenom omstridt område), 35 prosent i Norskehavet og 35 prosent i Nordsjøen.
Unchanged Several factors explain why the NPD has not revised its estimate for total undiscovered resources since 2003, even though both oil and gas have subsequently been proven.
Uendret siden 2003 Anslagene over de totale uoppdagede ressursene er ikke endret siden 2003.
To start with, the NPD’s latest review confirmed a number of the assumptions which had underpinned the previous calculation.
Dette skyldes flere forhold: Oljedirektoratets siste gjennomgang har bekreftet en rekke av de forutsetningene som lå til grunn for det forrige anslaget.
Substantial data gathered from frequent awards in pre-defined areas (APA) and regular licensing rounds have also provided new information on the prospectivity of the NCS, and boosted assumptions about resources remaining to be found.
Det er også gjennomført en betydelig kartlegging i forbindelse med hyppige TFO-runder (Tildeling i forhåndsdefinerte områder) og konsesjonsrunder.
The Storting (parliament) has instructed the NPD to acquire geophysical data and map the area.
Det skyldes at Stortinget har gitt Oljedirektoratet i oppgave å samle inn geofysiske data og kartlegge dette området.
Estimates of undiscovered resources draw on the NPD’s expertise across the board.
Anslagene over de uoppdagede ressursene er basert på bredden av Oljedirektoratets kompetanse.
Underpinning everything is the NPD’s extensive database, which contains details on wells, discoveries, fields, prospects and plays.
Letemodellanalyse Oljedirektoratet beregner de uoppdagede ressursene ved hjelp av en metode som kalles letemodellanalyse.
Other methods are also available.
Det finnes også andre metoder.
This analysis involves estimating how much petroleum can be proven and produced from each play, utilising statistical methods to give an overall figure for a wide area.
Letemodellanalyse går ut på å anslå hvor mye petroleum som kan påvises og produseres fra hver letemodell.
A number of geological and technical considerations must be taken into account for each play.
For hver letemodell må det vurderes en rekke geologiske og tekniske forhold.
Forecasts The NPD also produces forecasts of future production from undiscovered resources.
Nasjonalbudsjettet Oljedirektoratet lager også prognoser for framtidig produksjon fra de uoppdagede ressursene.
Play analysis makes it possible to work out how many discoveries must be made to reach the estimate and how big these need to be.
Letemodellanalyse gir oss mulighet til å anslå hvor mange funn som må gjøres for å nå ressursanslaget og hvor store disse vil være.
This is the least precise part of the assessment, and the results must be treated with caution.
Dette er den minst presise delen av analysen, og resultatene må brukes med varsomhet.
Assumptions used include estimates of future exploration activity, discovery rates, lead times from discovery to development and levels of production.
Forutsetningene som legges inn omfatter anslag over framtidig leteaktivitet, funnrate, ledetid fra funn til utbygging og produksjonsnivå.
These factors rest in turn on historical experience from the NCS and the NPD’s expectations of future trends.
Dette igjen er basert på de historiske erfaringene på norsk sokkel og Oljedirektoratets forventninger til utviklingen framover.
The resulting forecasts are used in part to calculate future revenues and expenditure in the government’s national planning budget.
Disse prognosene brukes blant annet i beregningene av framtidige inntekter og utgifter i nasjonalbudsjettet.
Seventy-three per cent of Norway’s estimated undiscovered resources are thought to lie in confirmed plays.
73 prosent av anslaget over de uoppdagede ressursene ligger i bekreftede letemodeller.
Read more about undiscovered resources and plays in
Du kan lese mer om uoppdagede ressurser og letemodeller i
the 2007 resource report from the NPD.
Ressursraporten2007, utgitt av Oljedirektoratet.
Plays (pdf)
letemodell071019.pdf (pdf)
The plan addresses further production from reservoirs in the main field and the first phase of the development of the Shetland and Lista formations.
Planen tar for seg videre utvinning fra reservoarene i hovedfeltet og første fase i utviklingen av Shetland- og Listaformasjonene.
Until 2013, the prevailing understanding was that reservoir quality in Shetland/Lista was inadequate for producing the resources, but new information has shown that the oil is recoverable nevertheless.
Fram til 2013 var forståelsen at reservoarkvaliteten i Shetland/Lista ikke var god nok til at ressursene kunne utvinnes, men ny informasjon har vist at oljen likevel er produserbar.
The plan includes measures in existing wells in order to produce the reserves in Shetland/Lista.
Planen omfatter tiltak i eksisterende brønner for å produsere reservene i Shetland/Lista.
The Gullfaks main reservoir has a considerable need for new wells and well measures.
Gullfaks hovedreservoar har et stort behov for nye brønner og brønntiltak.
Since the capacity for drilling and well intervention is shared for the main reservoir and Shetland/Lista, it is important to ensure sound prioritisation of slots and rig capacity in order to maximise value creation for Gullfaks as a whole.
Siden kapasiteten for boring og brønnintervensjon er felles for hovedreservoaret og Shetland/Lista, er det viktig at det blir gjort gode prioriteringer av slisser og riggkapasitet for å skape størst mulig verdier for hele Gullfaks.
In a later phase, it will be relevant to drill additional wells to Shetland/Lista.
I en senere fase er det aktuelt å bore flere nye brønner til Shetland/Lista.
No new infrastructure will be constructed.
Det skal ikke bygges ny infrastruktur.
It is important for the NPD that the development of Shetland/Lista be viewed in the context of the Gullfaks main reservoir, since they will be produced from the same facilities.
For OD er det viktig at utviklingen av Shetland/Lista sees i sammenheng med Gullfaks hovedreservoar, siden de vil bli produsert fra de samme innretningene.
On this basis, the authorities asked the Gullfaks licensees in February 2015 to submit an amended PDO for the field.
Med bakgrunn i dette, ba myndighetene i februar 2015 rettighetshaverne i Gullfaks om å levere en endret PUD for feltet.
“Development of Shetland/Lista will provide a positive contribution to oil recovery on Gullfaks.
«En utvikling av Shetland/Lista vil gi et positivt bidrag til oljeutvinningen på Gullfaks.
The NPD has pointed out the need for an amended PDO which ensures comprehensive recovery of hydrocarbons from the Gullfaks field.
OD har påpekt behov for en endret PUD som ivaretar en helhetlig utvinning av hydrokarbonene i Gullfaks-feltet.
We are concerned with long-term resource management, and ensuring that prioritisation leads to maximum value creation,” says Ingrid Sølvberg, Director of Development and Operations.
Vi er opptatt av langsiktig ressursforvaltning, og at prioritering av tiltak gjør at den samlede verdiskapingen blir størst mulig,» sier Ingrid Sølvberg, som er direktør for utbygging og drift.
The recoverable reserves in Shetland/Lista phase 1 have been estimated at 2.9 million standard cubic metres of oil equivalents.
De utvinnbare reservene i Shetland/Lista fase 1 er estimert til 2,9 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
Investments totalling NOK 900 million are projected for this phase.
Totalt skal det investeres 900 millioner kroner i denne fasen.
The licensees in the production licence are Statoil (operator, 51 per cent), Petoro (30 per cent) and OMV (19 per cent).
Rettighetshavere i utvinningstillatelsen er Statoil (operatør, 51 prosent), Petoro (30 prosent) og OMV (19 prosent).
This represents a slight decline from 2013.
Det er en svak nedgang fra 2013.
6.4 billion Sm3, or 45 per cent of the total resources, have been sold and delivered.
6,4 milliarder Sm3, eller 45 prosent av de totale ressursene er solgt og levert.
The total recoverable petroleum resources have decreased by 21 million Sm3 o.e.
De totale utvinnbare petroleumsressursene har blitt 21 millioner Sm3 o.e.
(0.15 per cent) since 2013.
(0,15 prosent) mindre siden 2013.
The reason for the decline is that 12 of the discoveries in the previous accounts have been reassessed, and are now considered to have a low likelihood of development.
Årsaken til nedgangen er at 12 av funnene i forrige regnskap er revurdert, og nå anses å ha lav sannsynlighet for utbygging.
The part of the remaining, proven, recoverable and saleable volumes for which development decisions have been made or which are already in production, is called reserves.
Den delen av de gjenværende, påviste, utvinnbare og salgbare mengdene som er besluttet å bygge ut eller som allerede er satt i produksjon, kalles reserver.