natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Wellbore 25/5-6 will be drilled from the Transocean Winner drilling facility at position 59°44’18.8’’ North and 02°23’52.5’’ East, after the facility completes the drilling of wildcat well 30/9-23 for StatoilHydro Petroleum AS in production licence 104.
Brønnbane 25/5-6 skal bores fra boreinnretningen Transocean Winner i posisjon 59°44’18.8’’ Nord og 02°23’52.5’’ Øst etter avslutning av boring av undersøkelsesbrønnen 30/9-23 for StatoilHydro Petroleum AS i utvinningstillatelse 104.
The drilling program for wellbore 25/5-6 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 363.
Boreprogrammet for brønnbane 25/5-6 gjelder boring av undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 363.
Lundin Norway AS is the operator with a 60 per cent ownership interest, while VNG (Operation) Norge AS has an ownership interest of 40 per cent.
Lundin Norway AS er operatør med 60 prosent andel, mens VNG (Operation) Norge AS har 40 prosent.
The area in this licence consists of the northwestern part of block 25/5.
Arealet i denne tillatelsen består av nordvestlige del av blokk 25/5.
The well will be drilled about 15 km northeast of the Heimdal field in the central part of the North Sea.
Brønnen blir boret om lag 15 km nordøst for Heimdalfeltet i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 363 B was awarded on 6 January 2006 (APA 2005).
Utvinningstillatelse 363 B ble tildelt 6.1.2006 (TFO2005).
The average daily production was about 3 059 000 barrels oil, about 207 000 barrels NGL and about 191 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i november var om lag 3 059 000 fat stabilisert olje, om lag 207 000 fat NGL og om lag 191 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 235.1 million Sm3 o.e.
Så langt i 2002 er den totale produksjonen om lag 235,1 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 159.0 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 17.6 million Sm3 o.e., and marketable gas about 58.4 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 159,0 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 17,6 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 58,4 millionar Sm3 o.e.
Preliminary production figures from the Norwegian continental shelf, December 2002
Førebels produksjonstal frå norsk kontinentalsokkel, desember 2002
Preliminary production figures show an average daily production of about 2 981 000 barrels oil.
Førebels produksjonsoversikt for desember viser ein gjennomsnittleg dagsproduksjon på om lag 2 981 000 fat olje.
Final figures will be published in the beginning of February
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av februar 2003.
The average daily production was about 2 993 000 barrels oil, about 189 000 barrels NGL and about 184 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i oktober var om lag 2 993 000 fat stabilisert olje, om lag 189 000 fat NGL og om lag 184 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 212.1 million Sm3 o.e.
Så langt i 2002 er den totale produksjonen om lag 212,1 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 144.4 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 15.7 million Sm3 o.e., and marketable gas about 52.0 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 144,4 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 15,7 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 52,0 millionar Sm3 o.e.
Please note that the table with updated production figures for the Norwegian shelf has been moved to the NPD's fact-pages.
Ver merksam på at tabell med oppdaterte produksjonstal for norsk sokkel nå er flytta til ODs fakta-sider.
November 2002 Preliminary production figures show an average daily production of about 3 080 000 barrels oil.
Førebels produksjonstal frå norsk kontinentalsokkel, november 2002 Førebels produksjonsoversikt for november viser ein gjennomsnittleg dagsproduksjon på om lag 3 080 000 fat olje.
Final figures will be published in the beginning of January 2003.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av januar 2003.
Contact information Rune Hult, tel.
Kontaktinformasjon Rune Hult, tlf.
+ 47 51 87 60 77
51 87 60 77
The average daily production was about 2 752 000 barrels oil, about 115 000 barrels NGL and about 71 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i september var om lag 2 752 000 fat stabilisert olje, om lag 115 000 fat NGL og om lag 71 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 189.5 million Sm3 o.e.
Så langt i 2002 er den totale produksjonen om lag 189,5 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 129.6 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 13.9 million Sm3 o.e., and marketable gas about 46.0 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 129,6 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 13,9 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 46,0 millionar Sm3 o.e.
Preliminary production figures from the Norwegian continental shelf, October 2002 Preliminary production figures show an average daily production of about 2 972 000 barrels oil.
Førebels produksjonstal frå norsk kontinentalsokkel, oktober 2002 Førebels produksjonsoversikt for oktober viser ein gjennomsnittleg dagsproduksjon på om lag 2 972 000 fat olje.
Final figures will be published in the beginning of December.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av desember.
Contact information Eldbjørg Vaage Melberg
Kontaktinformasjon Eldbjørg Vaage Melberg
The average daily production was about 2 699 000 barrels oil, about 181 000 barrels NGL and about 207 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i august var om lag 2 699 000 fat stabilisert olje, om lag 181 000 fat NGL og om lag 207 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 171.9 million Sm3 o.e.
Så langt i 2003 er den totale produksjonen om lag 171,9 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 110.2 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 15.4 million Sm3 o.e., and marketable gas about 46.3 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 110,2 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 15,4 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 46,3 millionar Sm3 o.e.
Final figures will be published in the beginning of November 2003.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av november 2003.
NPD-contact: Rune Hult, tlf.
Kontakt i OD Rune Hult, tlf.
51 87 60 77
51 87 60 77
The average daily production was about 2 978 000 barrels oil, about 219 000 barrels NGL and about 237 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i desember var om lag 2 978 000 fat stabilisert olje, om lag 219 000 fat NGL og om lag 237 000 fat kondensat.
In 2003 the total production was about 262.6 million Sm3 o.e.
I 2003 ble den totale produksjonen om lag 262,6 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 165.6 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 23.6 million Sm3 o.e., and marketable gas about 73.4 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 165,6 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 23,6 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 73,4 millionar Sm3 o.e.
Preliminary production figures from the Norwegian continental shelf, January 2004 Preliminary production figures show an average daily production of about 2 934 000 barrels oil.
Førebels produksjonstal frå norsk kontinentalsokkel, januar 2004 Førebels produksjonsoversikt for januar viser ein gjennomsnittleg dagsproduksjon på om lag 2 934 000 fat olje.
Final figures will be published in the beginning of March 2004.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av mars 2004.
The average daily production was about 3 027 000 barrels oil, about 184 000 barrels NGL and about 207 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i februar var om lag 3 027 000 fat stabilisert olje, om lag 184 000 fat NGL og om lag 207 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 45.0 million Sm3 o.e.
Så langt i 2003 er den totale produksjonen om lag 45,0 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 28.0 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 3.5 million Sm3 o.e., and marketable gas about 13.4 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 28,0 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 3,5 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 13,4 millionar Sm3 o.e.
Final figures will be published in the beginning of May 2003.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av mai 2003
The average daily production was about 2 948 000 barrels oil, about 179 000 barrels NGL and about 189 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i januar var om lag 2 948 000 fat stabilisert olje, om lag 179 000 fat NGL og om lag 189 000 fat kondensat.
Final figures will be published in the beginning of April 2003.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av april 2003.
The average daily production was about 2 840 000 barrels oil, about 196 000 barrels NGL and about 217 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i juli var om lag 2 840 000 fat stabilisert olje, om lag 196 000 fat NGL og om lag 217 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 151.8 million Sm3 o.e.
Så langt i 2003 er den totale produksjonen om lag 151,8 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 96.9 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 13.4 million Sm3 o.e., and marketable gas about 41.4 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 96,9 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 13,4 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 41,4 millionar Sm3 o.e.
The production in July was 20 percent higher than in June.
Produksjonen i juli var omlag 20 prosent høgare enn produksjonen i juni.
Final figures will be published in the beginning of October 2003.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av oktober 2003.
In recent years we have seen presentations which make it seem almost easy to remove power plants from the offshore oil and gas facilities and compensate with transmission of energy from land.
Den siste tiden er det nærmest framstilt som uproblematisk å fjerne kraftverkene på olje- og gassinnretningene på sokkelen og kompensere med energioverføring fra land.
This is not the case.
Det er ikke enkelt.
Although the offshore power plants currently account for about 25 per cent of Norway's total emissions of carbon dioxide (CO2), the costs of electrifying the shelf, in other words, operating the facilities using power from land, will be substantial.
Selv om kraftverkene til havs i dag står for om lag 25 prosent av Norges totale utslipp av karbondioksid (CO2), vil kostnadene ved å elektrifisere sokkelen, altså at innretningene drives av strøm fra land, bli betydelige.
The benefit to the environment is also unclear.
Miljøgevinsten er heller ikke opplagt.
The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) and the Norwegian Water Resources and Energy Administration (NVE) have carried out a study to evaluate the possibility of replacing turbines and generators that produce electricity offshore with power from land.
Oljedirektoratet (OD) og Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har i en studie vurdert mulighetene for å erstatte turbiner og generatorer som produserer elektrisk kraft offshore med kraft fra land.
Power from land will reduce the emissions of CO2 and nitrogen oxides (NOx) on the shelf, but it will be very expensive.
Kraft fra land vil redusere utslippene av CO2 og nitrogenoksider (NOx) på sokkelen, men det blir svært kostbart.
The emissions of CO2 and NOx are closely connected.
Det er nær sammenheng mellom utslippene av CO2 og NOx.
Gas combustion in turbines, flaring of gas and diesel consumption on the facilities are key emission sources for both CO2 and NOx.
Gassforbrenning i turbiner, fakling av gass og dieselforbruk på inntretningene er sentrale utslippskilder både for CO2 og NOx.
NOx are not greenhouse gases as such, but they do have several different effects on the environment, such as acidification of watercourses and soil.
NOx er ikke miljøgasser, men har flere miljøeffekter som for eksempel forsuring av vassdrag og jordsmonn.
Calculations made by the NPD and NVE show that the costs of measures to electrify the shelf will be high compared with today's CO2 tax, NOx tax and the expected international CO2 quota price.
Beregningene til OD og NVE viser at tiltakskostnadene for elektrifisering av sokkelen vil være høye i forhold til dagens CO2-avgift, NOx-avgift og forventet internasjonal CO2-kvotepris.
When the Low Emission Committee submitted its report last year, it relied on the NPD's conclusions that the costs of modifying the offshore facilities to prepare them to receive power from land would be too high.
Da Lavutslippsutvalget leverte sin rapport i fjor, la utvalget til grunn ODs konklusjoner om at kostnadene med å bygge om innretningene offshore for å gjøre dem klare til å få kraft fra land vil bli for høye.
Therefore, the Low Emission Committee recommended that existing facilities not be modified.
Lavutslippsutvalget anbefalte derfor ikke å bygge om eksisterende anlegg.
Instead, the Committee suggested reducing the emissions of greenhouse gases from production and transportation of petroleum by ensuring that future process facilities were built on land to the extent possible, and that they be run using CO2-neutral electricity.
I stedet foreslo utvalget å redusere utslippene av klimagasser fra produksjon og transport av petroleum ved at framtidige prosessanlegg i størst mulig grad bygges på land, og at disse blir drevet av CO2-nøytral elektrisitet.
Alternatively, the Committee proposed supplying electricity from land via cables where this was possible from a cost perspective, or possibly in combination with wind turbines along the coast.
Alternativt foreslo utvalget å tilføre elektrisitet fra land via kabel der det kostnadsmessig ligger til rette for det, eventuelt i kombinasjon med vindturbiner langs kysten.
The Committee recommended further work on process improvements on the facilities.
Utvalget ønsket at det skulle arbeides videre med prosessforbedring på innretningene.
However, the offshore power plants are not inefficient.
Men kraftanleggene offshore er ikke lite effektive.
They are relatively new and well-maintained, and they are therefore reasonably energy-efficient.
De er forholdsvis nye og godt vedlikeholdt og derfor relativt energieffektive.
The efficiency of a gas power plant on land depends on where the power plant is located.
Effektiviteten av et gasskraftverk på land avhenger av beliggenheten av kraftverket.
A gas power plant will normally be built near the landing site for the gas, which may be far from densely populated areas.
Et gasskraftverk vil normalt bli bygd nær ilandføringsstedet for gassen som kan være langt unna tettbygde strøk.
This means that the residual heat from the plant has limited value, as there are few potential users.
Dette medfører at restvarmen fra anlegget har begrenset verdi, ettersom det blir få brukere av denne restvarmen.
Energy plants with a total output of about 4250 megawatts (MW) are installed on the Norwegian shelf.
Det er installert energianlegg med en samlet effekt på om lag 4250 megawatt (MW) på norsk sokkel.
This is equivalent to 8-10 gas power plants the size of Kårstø.
Dette tilsvarer 8-10 gasskraftanlegg på størrelse med Kårstø.
About 21 terawatt-hours of electric power are produced on the shelf.
Det blir produsert omtrent 21 terawattimer elektrisk kraft på sokkelen.
In comparison, production of electric power on the Norwegian mainland in 2006 was about 121 terawatt-hours.
Til sammenligning var produksjonen av elektrisk kraft på det norske fastland i 2006 rundt 121 terawattimer.
The energy produced offshore is significant.
Energiproduksjonen offshore er altså betydelig.
However, we also know that energy consumption on land in Norway in a normal year is greater than the energy produced, which means that there is no surplus of domestic power to supply the shelf.
Men vi vet også at energiforbruket på land i Norge i et normalår er større enn energiproduksjonen.
Therefore, this power must be obtained in some other way, either by increased import - which will largely mean coal power or gas power without CO2 cleaning - or through new domestic power development.
Derfor må kraften skaffes til veie enten ved økt import – det vil i stor grad være kullkraft eller gasskraft uten CO2-rensing - eller ved ny innenlandsk kraftutbygging.
New developments of hydroelectric power are not considered to be a realistic alternative.
Ny utbygging av vannkraft regnes ikke som et realistisk alternativ.
At the end of 2006, there were 52 producing fields on the Norwegian shelf, while only 30 of the fields had regular production of power.
Ved utgangen av 2006 var det 52 produserende felt på norsk sokkel, bare 30 av feltene hadde kraftproduksjon som jevnlig var i drift.
The other fields do not have their own process facilities, but are linked to other facilities.
De øvrige har ikke eget prosessanlegg, men er knyttet opp til andre innretninger.
The need for power and energy efficiency on these fields varies over time and according to a number of field-specific factors.
Kraftbehovet og energieffektiviteten på disse feltene varierer over tid og ut fra en rekke feltspesifikke forhold.
The most important factors governing the need for power are pressure development, transportation needs and production development of oil, gas and water over time.
De viktigste faktorene som styrer kraftbehovet er trykkutvikling, transportbehov og produksjonsutvikling av olje, gass og vann over tid.
Significant investments are required to electrify the shelf; for sea cables, conversion stations, new platforms and costs associated with modification of existing facilities, regardless of whether the power comes from hydroelectric power plants, gas power plants, gas power plants with CO2 treatment or imported power.
Det kreves store investeringer for å elektrifisere sokkelen, til sjøkabler, omformingsstasjoner, nye plattformer og kostnader i forbindelse med ombygging av eksisterende innretninger enten kraften kommer fra vannkraftverk, gasskraftverk, gasskraftverk med CO2-håndtering eller importert kraft.
If the shelf is electrified without production of pollution-free electricity in Norway, it is uncertain whether the result will be a net reduction of CO2 overall.
Dersom sokkelen blir elektrifisert uten at det produseres forurensingsfri elektrisitet i Norge, er det usikkert om resultatet blir netto utslippsreduksjon av CO2 totalt sett.
This is due to the loss of energy associated with transmission to the shelf and the fact that production increases in Europe for several years will come from existing coal power plants with significant CO2 emissions.
Dette skyldes tap av energi ved overføring til sokkelen og det faktum at produksjonsøkning i Europa i flere år framover vil bli dekket fra eksisterende kullkraftverk med store utslipp av CO2.
However, electrification of the shelf will lead to substantial reductions in NOx.
Elektrifisering av sokkelen vil imidlertid føre til vesentlige reduksjoner av NOx.
The average daily production was about 2 838 000 barrels oil, about 197 000 barrels NGL and about 202 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i mai var om lag 2 838 000 fat stabilisert olje, om lag 197 000 fat NGL og om lag 202 000 fat kondensat.
The production in May was 5 percent lower than production for the same period last year.
Produksjonen i mai i år var 5 prosent lågare enn produksjonen i mai i fjor.
Both oil and gas production volumes were lower.
Både olje- og gassproduksjonen var lågare.
So far this year the total production is about 112,0 million Sm3 o.e.
Så langt i 2003 er den totale produksjonen om lag 112,0 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 70.6 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 9.8 million Sm3 o.e., and marketable gas about 31,6 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 70,6 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 9,8 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 31,6 millionar Sm3 o.e.
The overview shows complete history per field and total production per month and year.
Oversikten viser nå komplett historie pr. felt og for heile sokkelen pr. månad og år.
Preliminary production figures from the Norwegian continental shelf, June 2003
Førebels produksjonstal frå norsk kontinentalsokkel, juni 2003
Preliminary production figures show an average daily production of about 2 605 000 barrels oil.
Førebels produksjonsoversikt for juni viser ein gjennomsnittleg dagsproduksjon på om lag 2 605 000 fat olje.
This is 300.000 barrels less than produced in June, 2002.
Dette er omlag 300.000 tusen fat lågare enn dagsproduksjonen i juni i fjor.
The reason for this is planned maintenance shutdowns on several fields, including Troll.
Den låge produksjonen skyldes planlagt vedlikehald på fleire felt, blant anna på Troll.
Final figures will be published in the beginning of August 2003.
Endelege produksjonstal vart gjort offentleg i begynnelsen av august 2003.
Contact information Rune Hult, tlf.
Kontaktinformasjon Rune Hult, tlf.
The average daily production was about 2 941 000 barrels oil, about 226 000 barrels NGL and about 242 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i november var om lag 2 941 000 fat stabilisert olje, om lag 226 000 fat NGL og om lag 242 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 238.1 million Sm3 o.e.
Så langt i 2003 er den totale produksjonen om lag 238,1 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 150.9 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 21.4 million Sm3 o.e., and marketable gas about 65.7 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 150,9 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 21,4 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 65,7 millionar Sm3 o.e.
Preliminary production figures from the Norwegian continental shelf, December 2003 Preliminary production figures show an average daily production of about 2 981 000 barrels oil.
Førebels produksjonstal frå norsk kontinentalsokkel, desember 2003 Førebels produksjonsoversikt for desember viser ein gjennomsnittleg dagsproduksjon på om lag 2 981 000 fat olje.
Final figures will be published in the beginning of February 2004.
Endelege produksjonstal vil bli gjort offentleg i begynnelsen av februar 2004.
Wellbore 25/8-16 S will be drilled from the drilling facility Bredford Dolphin at position 59° 24’ 56.25” North and 02° 29’ 2.34” East following completed drilling of wildcat well 15/6-10 for ExxonMobil Exploration & Production Norway AS in production licence 029 B.
Brønnbane 25/8-16 S skal bores fra boreinnretningen Bredford Dolphin i posisjon 59° 24’ 56.25” Nord og 02° 29’ 2.34” Øst etter avslutning av boring av undersøkelsesbrønnen 15/6-10 for ExxonMobil Exploration & Production Norway AS i utvinningstillatelse 029 B.
The area for this permit consists of parts of block 25/8.
Arealet i denne tillatelsen består av deler av blokk 25/8.
Well 25/8-16 S is located just southeast of the middle part of the Jotun field in the North Sea.
Brønn 25/8-16 S er lokalisert like sørøst for Jotunfeltet i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 027 D was awarded on 7 December 2007 as a supplement to the 1st licensing round.
Utvinningstillatelse 027 D ble tildelt 7. desember 2007 som tillegg til 1.konsesjonsrunde.
+ 47 51 87 60 27
51 87 60 27
- oil production approximately 13.9 million Sm3 o.e, marketable gas approximately 6.9 million Sm3 o.e. and 2.2 million Sm3 o.e.
Av dette var rundt 13,9 millionar Sm3 o.e. olje, 6,9 millionar Sm3 o.e. gass og 2,2 millionar Sm3 o.e.
The average daily production was about 2 816 000 barrels oil, about 220 000 barrels NGL and about 230 000 barrels condensate.
Gjennomsnittleg dagsproduksjon i oktober var om lag 2 816 000 fat stabilisert olje, om lag 220 000 fat NGL og om lag 230 000 fat kondensat.
So far this year the total production is about 214.6 million Sm3 o.e.
Så langt i 2003 er den totale produksjonen om lag 214,6 millionar Sm3 o.e.
Oil production approx. 136.9 million Sm3 o.e., condensate and NGL about 19.2 million Sm3 o.e., and marketable gas about 58.5 million Sm3 o.e.
Av dette utgjorde oljeproduksjonen rundt 136,9 millionar Sm3 o.e., kondensat og NGL rundt 19,2 millionar Sm3 o.e., og gass for sal rundt 58,5 millionar Sm3 o.e.