natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The NPD also expects that funds will be allocated for acquisition of seismic data in Nordland VII and Troms II in 2008 and 2009.
OD regner med at det også vil bli bevilget penger til innsamling av seismikk i Nordland VII og Troms II i statsbudsjettene for 2008 og 2009.
Cooperation with fishermen's organisations The NPD has always operated on the assumption that seismic data must be acquired in a dialogue with the fishermen's organisations for the activities to take place with the least possible impact on other activities.
Samarbeid med fiskernes organisasjoner Det har hele tiden vært en klar forutsetning fra ODs side at den seismiske undersøkelsen skal foregå i dialog med fiskernes organisasjoner for at aktiviteten skal kunne skje med minst mulig innvirkning på annen virksomhet.
In the fall of 2006, the NPD met with the Directorate of Fisheries, and in the last half of February, NPD representatives met with the Norwegian Fishermen's Association and the Norwegian Coastal Fishermen's Association to determine the most favourable period for data acquisition.
Høsten 2006 var OD i møte med Fiskeridirektoratet, og i andre halvdel av februar var representanter fra OD i møter med Norges Fiskarlag og Norges Kystfiskerlag for å finne den gunstigste perioden for innsamling.
In these meetings both the Directorate of Fisheries and the fishermen's organisations emphasised that the time between the two periods of fishing for Greenland halibut in June and August would be the most favourable.
Det ble i disse møtene understreket, både fra Fiskeridirektoratet og fiskernes organisasjoner, at perioden mellom blåkveitefisket i juni og blåkveitefisket i august var å foretrekke.
The NPD has taken this into account when planning seismic data acquisition this summer.
I planleggingen av innsamlingen i sommer har OD forholdt seg til dette.
There is a great demand for seismic vessels at present, and it has therefore taken some time to secure a contract with a seismic vessel.
Det er stor etterspørsel etter seismiske fartøy for tiden.
Because of the difficulties in chartering a seismic vessel, it has become necessary to conduct the seismic surveys in two separate periods, one from 29 June to 18 July, and a second one later on in the year.
På grunn av vanskelighetene med å skaffe fartøy til seismikkinnsamlingen, blir det nødvendig å gjennomføre den i to perioder, fra 29. juni til 18. juli, og i en ny omgang senere på året.
During the period following the February meetings, the NPD has regularly informed the fishermen's organisations regarding the progress of this work.
I tiden etter møtene i februar, har OD jevnlig informert fiskernes organisasjoner om framdriften i arbeidet.
All seismic vessels that are active on the Norwegian Shelf must have a fishery expert on board.
Alle seismiske fartøy som er aktive på norsk sokkel skal ha fiskerisakkyndig om bord.
The NPD has requested a recommendation from the fishermen as regards selection of a fishery expert, and a decision has been made to have two fishery experts on board during the mission.
OD har bedt om anbefaling fra fiskerorganisasjonene i forbindelse med utvelgelse av fiskerisakkyndig, og det er besluttet at det skal det være to fiskerisakkyndige om bord under toktet.
In addition to the seismic vessel M/V Geo Arctic, which will carry out the seismic data acquisition, a smaller boat, M/V Kvitebjørn, will also take part in the mission.
I tillegg til seismikkfartøyet M/V Geo Arctic som står for datainnsamlingen, skal en mindre følgebåt, M/V Kvitebjørn, delta på toktet.
At the end of Week 25, representatives from the NPD will travel to Lofoten and Vesterålen to inform the members of the Norwegian Fishermen's Association and the Norwegian Coastal Fishermen's Association about the seismic data acquisition activity.
I slutten av uke 25 drar representanter fra OD til Lofoten og Vesterålen for å informere medlemmene i Norges Fiskarlag og Norges Kystfiskerlag om seismikkinnsamlingen.
What is 2D seismic?
Hva er 2D-seismikk?
2D seismic (two-dimensional seismic) is acquired using a long listening cable towed behind the seismic vessel.
2D-seismikk (todimensjonal seismikk) samles inn ved hjelp av en lang lyttekabel som slepes etter det seismiske fartøyet.
An air gun generates sound waves that penetrate the water masses and the seabed.
En luftkanon genererer lydbølger som går gjennom vannmassene og ned i havbunnen.
The sound waves are reflected back when they hit different types of rocks in the subsurface.
Lydbølgene reflekteres når de treffer ulike bergarter i undergrunnen.
These reflected waves are captured by the listening cable towed behind the seismic vessel.
Disse refleksjonene fanges opp av lyttekabelen som slepes etter seismikkfartøyet.
These signals are processed into data that can be interpreted by geologists and geophysicists.
Signalene fra lyttekabelen prosesseres til data som kan tolkes av geologer og geofysikere.
This seismic data is essential for mapping the subsurface in specific areas.
De seismiske dataene er sentrale for å kartlegge undergrunnen i et område.
Well 16/3-5 will be drilled from the Bredford Dolphin drilling facility in position 58°46’31.59’’ north 02°42’18.59’’ east for Lundin Norway AS in drilling permit 501.
Brønn 16/3-5 skal borast frå boreinnretninga Bredford Dolphin i posisjon 58°46’31,59’’ nord 02°42’18,59’’ aust for Lundin Norway AS i utvinningsløyve 501.
The drilling programme for well 16/3-5 concerns the drilling of an appraisal well in production licence 501.
Boreprogrammet for brønn 16/3-5 gjeld boring av avgrensingsbrønn i utvinningsløyve 501.
The well will be drilled about 2.9 kilometres east of well 16/2-7 and south of well 16/3-4 on Johan Sverdrup in the central part of the North Sea.
Brønnen blir bora om lag 2,9 kilometer øst for brønnen 16/2-7 og sør for brønnen 16/3-4 på Johan Sverdrup i den midtre delen av Nordsjøen.
This is the twelfth well drilled within the area covered by the permit.
Dette er den tolvte brønnen som blir bora innafor løyvet sitt areal.
Wellbore 2/8-18 S will be drilled from the Mærsk Guardian drilling facility at position 56°22’37.58’’N and 3°22’24.88”E.
Brønn 2/8-18 S skal bores fra boreinnretningen Mærsk Guardian i posisjon 56°22’37,58’’N og 3°22’24.88”Ø.
The other licensees are Dana Petroleum Norway AS with a 20 per cent ownership interest, Lundin Norway AS with 18 per cent ownership interest, Norwegian Energy Company ASA with 12 per cent ownership interest and Det norske oljeselskap ASA with 10 per cent ownership interest.
Øvrige rettighetshavere er Dana Petroleum Norway AS med 20 prosent eierandel, Lundin Norway AS med 18 prosent eierandel, Norwegian Energy Company ASA med 12 prosent eierandel og Det norske oljeselskap ASA med 10 prosent eierandel.
Production licence 440 S was awarded to Faroe Petroleum Norge AS in 2007 (APA 2006).
Utvinningstillatelse 440 S ble tildelt Faroe Petroleum Norge AS i 2007 (TFO 2006).
The area in this production licence is situated in the southern part of the North Sea and consists of the northern part of block 2/8.
Arealet i denne utvinningstillatelsen ligger i sørlig del av Nordsjøen og består av nordlig del av blokk 2/8.
The well was drilled around 11 km north of the Valhall field.
Brønnen blir boret rundt 11 km nord for Valhallfeltet.
Well 2/8-18 S is the first exploration well to be drilled in the production licence.
Brønn 2/8-18 S er den første letebrønnen som blir boret i utvinningstillatelsen.
The drilling permit is conditional on the operator securing all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity commences.
Boretillatelse forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Wellbore 30/6-28 S will be drilled from the COSL Pioneer drilling facility at position 60°33’59.33” north and 2°44’40.69” east after completing the drilling of wildcat well 33/12-9 S for Statoil Petroleum AS in production licence 152.
Brønnbane 30/6-28 S skal borast frå boreinnretninga COSL Pioneer i posisjon 60°33’59,33” nord og 2°44’40,69” aust etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 33/12-9 S for Statoil Petroleum AS i utvinningsløyve 152.
The drilling programme for well 30/6-28 S relates to the drilling of a wildcat well in production licence 053.
Boreprogrammet for brønn 30/6-28 S gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 053.
Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 49.3 per cent.
Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 49,3 prosent.
The other licensees are Petoro AS (33.6 per cent), Total E&P Norge AS (10 per cent), ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (4.7 per cent) and ConocoPhillips Skandinavia AS (2.4 per cent).
Dei andre rettshavarane er Petoro AS (33,6 prosent), Total E&P Norge AS (10 prosent), ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (4,7 prosent) og ConocoPhillips Skandinavia AS (2,4 prosent).
The area in this licence consists of parts of block 30/6.
Arealet i dette løyvet består av delar av blokk 30/6.
The well will be drilled in the Oseberg field, between Osberg A and Oseberg C.
Brønnen blir bora under Osebergfeltet, mellom Osberg A og Oseberg C.
Production licence 053 was awarded on 6 April 1979 (4th licensing round on the Norwegian shelf).
Utvinningsløyve 053 vart delt ut 6. april 1979 (4. konsesjonsrunde på norsk sokkel).
This is the 27th well to be drilled in the licence.
Dette er den 27. brønnen som bli bora i løyvet.
Well 3/4-2 S will be drilled from the Mærsk Guardian drilling facility at position 56°38’47.24’’ north and 4°5’38.18”east.
Brønn 3/4-2 S skal borast frå boreinnretninga Mærsk Guardian i posisjon 56°38’47,24’’ nord og 4°5’38,18”aust.
The drilling program for well 3/4-2 S relates to the drilling of a wildcat well in production licence 356.
Boreprogrammet for brønn 3/4-2 S gjeld boring av en undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 356.
Det norske oljeselskap ASA is the operator with an ownership interest of 50 per cent.
Det norske oljeselskap ASA er operatør med ein del på 50 prosent.
The other licensees are Repsol Exploration Norge ASA (40 per cent) and Petrolia Norway AS (10 per cent).
Dei andre rettshavarane er Repsol Exploration Norge ASA (40 prosent) og Petrolia Norway AS (10 prosent).
The area in the production licence is located north of the Trym field in the southeastern part of the North Sea and consists of parts of blocks 3/4 and 3/5.
Arealet i utvinningsløyva ligg nord for feltet Trym i den søraustlege delen av Nordsjøen og består av delar av blokk 3/4 og blokk 3/5.
Well 3/4-2 S is the first exploration well in production licence 356, which was awarded in APA 2005.
Brønn 3/4-2 S er den første leitebrønnen i utvinningsløyve 356, som blei delt ut i TFO 2005.
Wellbore 34/7-35 S will be drilled from the Ocean Vanguard drilling facility at position 61°18’3.71”N and 2°12’18.88”E, after completing drilling of wildcat well 15/5-A7H for Statoil Petroleum AS in production licence 048B.
Brønn 34/7-35 S skal borast frå boreinnretninga Ocean Vanguard i posisjon 61°18’3,71”N og 2°12’18,88”Ø etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 15/5-A7H for Statoil Petroleum AS i utvinningsløyve 048B.
The drilling programme for wellbore 34/7-35 S relates to the drilling of a wildcat well in production licence 552.
Boreprogrammet for brønn 34/7-35 S gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 552.
Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 54 per cent.
Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 54 prosent.
The other licensees are Petoro AS (30 per cent), Idemitsu Petroleum Norge AS (12.4 per cent) and RWE Dea Norge AS (3.6 per cent).
Dei andre rettshavarane er Petoro AS (30 prosent), Idemitsu Petroleum Norge As (12,4 prosent) og RWE Dea Norge AS (3,6 prosent).
The area in this licence consists of block 34/7.
Arealet i dette løyvet består av blokk 34/7.
The well will be drilled about 10 kilometres north of the Gullfaks field.
Brønnen blir bora om lag 10 kilometer nord for Gullfaks feltet.
Production licence 552 was awarded on 19 February 2010 in APA 2009.
Utvinningsløyve 552 vart delt ut 19. februar 2010 i TFO 2009.
Well 34/8-15 S will be drilled from the COSL Pioneer drilling facility at position 61° 26' 6.102 " north, 02° 35' 20.838 " east, after drilling is completed on a well off the Faroe Islands.
Brønn 34/8-15 S skal borast frå boreinnretninga COSL Pioneer i posisjon 61° 26’ 6,102 " nord, 02°, 35 ‘ 20,838 " aust, etter at en brønn utanfor Færøyene er ferdig bora.
The drilling programme for well 34/8-15 S relates to the drilling of a well in production licence 120, Visund inside, where Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 53.2 per cent.
Boreprogrammet for brønn 34/8-15 S gjeld boring av brønn i utvinningsløyve 120, Visund inside, kor Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 53,2 prosent.
The other licensees are Petoro (30 per cent), Conoco Phillips Scandinavia AS (9.1 per cent) and Total E&P Norge AS (7.7 per cent).
Dei andre rettshavarane er Petoro (30 prosent), Conoco Phillips Scandinavia AS (9,1 prosent) og Total E&P Norge As (7,7 prosent).
The area in this licence consists of 14.929 square kilometres (km2) in block 34/7 and 236.740 km2 in block 34/8.
Arealet i dette løyvet består av 14,929 kvadratkilometer (km2) innen blokk 34/7 og 236,740 km2 innen blokk 34/8.
The well will be drilled about 200 kilometres northwest of Bergen.
Brønnen blir bora om lag 200 kilometer nordvest for Bergen.
Well 35/2-3 will be drilled from the Scarabeo 8 drilling facility at position 61°49’0,66” north and 3°35’1326” east.
Brønn 35/2-3 skal borast frå boreinnretninga Scarabeo 8 i posisjon 61°49’0,66” nord og 3°35’1326” aust.
The drilling programme for well 35/2-3 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 318, where Statoil is the operator with an ownership interest of 60 per cent.
Boreprogrammet for brønn 35/2-3 gjeld boring av undersøkelsesbrønn i utvinningsløyve 318 der Statoil er operatør med ein del på 60 prosent.
The other licensees are Idemitsu (20 per cent) and Petoro (20 per cent).
Dei andre rettshavarane er Idemitsu (20 prosent) og Petoro (20 prosent).
The area in the licence comprises a section of block 35/2.
Arealet i dette løyvet består av del av blokk 35/2.
The well will be drilled approx. 15 kilometres southeast of the 35/2-1 discovery.
Brønnen blir bora om lag 15 kilometer søraust for funnet 35/2-1.
Production licence 318 was awarded on 18 June 2004 (APA 2003).
Utvinningsløyve 318 vart delt ut 18. juni 2004 (TFO 2003).
This is the fourth well to be drilled in the licence.
Dette er den fjerde brønnen som bli bora i løyvet.
Well 35/9-7 will be drilled from the Songa Delta drilling facility at position 61°16’6.85” north and 3°40’23.24” east after it completes the drilling of wildcat well 25/6-4 for Det norske in production licence 414.
Brønn 35/9-7 skal borast frå boreinnretninga Songa Delta i posisjon 61°16’6.85” nord og 3°40’23.24” aust etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 25/6-4 for Det norske i utvinningsløyve 414.
The drilling programme for wellbore 35/9-7 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 418 where Wintershall is the operator with an ownership interest of 45 per cent.
Boreprogrammet for brønnbane 35/9-7 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 418 der Wintershall er operatør med ein del på 45 prosent.
The other licensees are Agora (20 per cent), Bayerngas (20 per cent) and Edison (15 per cent).
Dei andre rettshavarane er Agora (20 prosent), Bayerngas (20 prosent) og Edison (15 prosent).
The area in this licence consists of part of block 35/8 and part of block 35/9.
Arealet i dette løyvet består av del av blokk 35/8 og del av blokk 35/9.
The well will be drilled about 8 kilometres northeast of Grosbeak and 14 kilometres southwest of Gjøa.
Brønnen blir bora om lag 8 kilometer nordaust for Grosbeak og 14 kilometer sørvest for Gjøa.
Production licence 418 was awarded on 16 February 2007 (APA 2006).
Utvinningsløyve 418 vart delt ut 16. februar 2007 (TFO 2006).
The permit is contingent upon the opeator securing all other permits and consents required by other authorities before commencing drilling activity.
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykkja som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
The well will be drilled from the Mærsk Giant drilling facility at position 56°23’10.72’’ north and 4°14’0.52” east.
Brønnen skal borast frå boreinnretninga Mærsk Giant i posisjon 56°23’10.72’’ nord og 4°14’0,52” aust.
The drilling programme for well 3/7-8 S relates to drilling of a wildcat well in production licence 147.
Boreprogrammet for brønn 3/7-8 S gjeld boring av en undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 147.
DONG E&P Norge is the operator with an ownership interest of 50 per cent.
DONG E&P Norge er operatør med ein del på 50 prosent.
The licensee Bayerngas Norge AS also has an ownership interest of 50 per cent.
Rettshavaren Bayerngas Norge AS har og ein del på 50 prosent.
Production licence 147 was awarded in the 12th licensing round in 1988.
Utvinningsløyve 147 blei delt ut i 12. konsesjonsrunde i 1988.
The area in this production licence is located south of the Trym field in the southeastern part of the North Sea, and consists of block 3/7 bordering Denmark.
Arealet i dette utvinningsløyvet ligg like sør for feltet Trym i den søraustlege delen av Nordsjøen, og består av grenseblokka 3/7 mot Danmark.
Well 3/7-8 is the fourth exploration well in this production licence.
Brønn 3/7-8 er den fjerde leitebrønnen i dette utvinningsløyvet.
Well 6407/1-5 S will be drilled from the Borgland Dolphin drilling facility at position 64°59’20.14”north and 07°00’17.24”east after completing the drilling of wildcat well 6507/6-4A for E.ON Ruhrgas in production licence 350.
Brønn 6407/1-5 S skal borast frå boreinnretninga Borgland Dophin i posisjon 64°59’20,14”nord og 07°00’17,24”aust etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 6507/6-4A for E.ON Ruhrgas i utvinningsløyve 350.
The drilling program for well 6407/1-5 S relates to the drilling of an appraisal well in production licence 475 BS/CS, where Wintershall Norge ASA is the operator with an ownership interest of 50 per cent.
Boreprogrammet for brønn 6407/1-5 S gjeld boring av avgrensingsbrønn i utvinningsløyve 475 BS/CS, der Wintershall Norge ASA er operatør med ein del på 50 prosent.
The other licensees are Petoro AS (30 per cent) and Centrica Resources Norge AS (20 per cent).
Dei andre rettshavarane er Petoro AS (30 prosent) og Centrica Resources Norge AS (20 prosent).
The area in this licence consists of parts of blocks 6406/3, 6407/1 and 6507/10.
Arealet i dette løyvet består av delar av blokkene 6406/3, 6407/1 og 6507/10.
The well will be drilled about ten kilometres northwest of the Tyrihans field.
Brønnen blir bora om lag ti kilometer nordvest for Tyrihansfeltet.
Production licence 475 BS was awarded on 23 January 2009 in APA 2008, and 475 CS was awarded on 4 February 2011 in APA 2010.
Utvinningsløyve 475 BS vart delt ut 23. januar.2009 i TFO 2008, og 475 CS vart delt ut 4. februar 2011 i TFO 2010.
But establishing this industry is a matter of urgency, believes Danish scientist Niels Peter Christensen.
Men det haster å få etablert denne industrien, mener den danske forskeren Niels Peter Christensen.
Text: Ina Gundersen, Photo: Ole Christiansen
Tekst: Ina Gundersen Foto: Ole Christiansen
Putting carbon dioxide out of harm’s way may become a major industry, says Mr Christensen, a geologist and chief consultant at the Geological Survey of Denmark and Greenland (Geus).
Niels Peter Christensen er geolog og sjefkonsulent ved Danmarks og Grønlands geologiske undersøgelse (GEUS) og en av Europas fremste forskere på lagring av karbondioksid (CO2).
Potential “The North Sea offers an enormous potential for injection in mature oil and gas fields,” notes Mr Christensen, one of Europe’s leading scientists in the field of carbon storage.
- I Nordsjøen er det et enormt potensial for lagring i modne olje- og gassfelt.
“An estimated five-six billion extra barrels of oil could be recovered from these reservoirs.
Anslagsvis vil mellom fem og seks milliarder ekstra fat olje kunne utvinnes derfra.
“We’re talking about huge dimensions.
- Vi snakker om enorme dimensjoner.
To handle such volumes of the gas, we must build up an industry which could become as big as the oil business is today.
For å kunne håndtere så store mengder CO2, må det bygges opp en bransje som kan bli like stor som olje- industrien er i dag.
“Europe contains perhaps as many as 300-500 geological traps which can be used for carbon storage.
I Europa finnes kanskje så mange som 300-500 geologiske feller som kan benyttes til CO2-lagring.
And we’re close to a technological solution for preventing power station emissions.”
Teknologi som gjør det mulig nesten å unngå utslipp av CO2 fra kraftverk finnes allerede, sier han.
Traps Earlier EU research projects indicate that carbon storage is possible in geological traps both offshore and on land.
Kartlegger i Kina Tidligere EU-forskningsprosjekter indikerer at CO2 kan lagres i geologiske feller både til lands og til vanns.
Northern Germany and Denmark are particularly relevant, but Britain, Norway and the Netherlands also have a big storage potential.
I Europa er særlig Nord-Tyskland og Danmark interessant, men også Storbritannia, Norge og Nederland har stort potensial for lagring av CO2.
Studies also indicate that it could be relevant to deposit large volumes of carbon dioxide in such countries as Poland, Romania, Hungary and Slovenia.
Studier indikerer også at det kan bli aktuelt å lagre store mengder CO2 blant annet i Polen, Romania, Ungarn og Slovenia.
“China is almost as large as Europe and has storage opportunities,” says Mr Christensen in a comment on the EU’s collaboration with the far eastern nation over CCS.
- Kina er nesten like stort som Europa og har lagringsmuligheter.
“In addition to investigating these possibilities, we’re working to train the Chinese in this area.”
I tillegg til å utrede disse, arbeider vi med opplæring av kinesere innenfor dette feltet, sier Christensen.
Nevertheless, CCS facilities are not particularly widespread.
Likevel er anlegg for CO2-håndtering ikke særlig utbredt.
Several factors account for this, not least the consideration that carbon storage has a long time frame – perhaps thousands of years.
Dette har flere årsaker: Når CO2 skal lagres, må det skje for lang tid, kanskje flere tusen år.
It is not easy to demonstrate that the geological traps will remain sealed for that long.
Det er ikke enkelt å bevise at de geologiske fellene er tette så lenge.
If the gas escapes, it could affect the climate.
Siver gassen ut, vil den kunne påvirke klimaet.
While carbon capture is expensive because of its energy-intensive character, transport and storage require less energy input.
Fangst av CO2 er kostbart, fordi det er energikrevende.
Developing sufficiently renewable and environment-friendly energy takes time.
Utvikling av tilstrekkelig fornybar og miljøvennlig energi tar tid.
In the meantime, CCS could become highly significant.
I mellomtiden kan lagring av CO2 få stor betydning.
Plans also call for a demonstration plant to be built in Denmark within two-three years.
I løpet av to-tre år er planen å bygge demonstrasjonsanlegg også i Danmark.
“Ketzin’s CCS project is the first which will not only analyse the technical and financial aspects but also help to create popular acceptance and security for storage near a heavily built-up area,” says Mr Christensen.
- Anlegget i Ketzin er det første CO2-prosjektet som både skal analysere de tekniske og økonomiske sidene og samtidig bidra til å skape folkelig aksept og trygghet for lagring nær et tett bebygd område.
“Experience and technology from the Sleipner area and other offshore locations are being utilised here on land.”
Erfaringer og teknologi fra Sleipner og andre steder offshore brukes her på land, sier Christensen.
Read more: www.geocapacity.eu
Les mer: http://www.geology.cz/geocapacity