natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The licensees in PL 740 will consider tying the discovery into existing infrastructure in the area (the Oseberg or Brage field).
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 740 vil vurdere å knytte funnet opp til eksisterende infrastruktur i området (Oseberg- eller Brage-feltet).
The formation test revealed mainly good production and flow properties.
Formasjonstesten viste hovedsakelig gode produksjons- og strømningsegenskaper.
Extensive data acquisition and sampling were also carried out in both wells.
I tillegg ble det utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i begge brønnene.
The well was terminated in the Sognefjord formation in the Upper Jurassic.
Den ble avsluttet i Sognefjordformasjonen i øvre jura.
The wells were drilled by the Deep Sea Bergen rig, which will now proceed to drill wildcat well 6507/8-9 in production licence 124 in the Norwegian Sea, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønnene ble boret av Deep Sea Bergen, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6507/8-9 i utvinningstillatelse 124 i Norskehavet der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well was drilled in the northern part of the North Sea, about one kilometre north of the Statfjord field.
Brønnen ble boret i den nordlige delen av Nordsjøen om lag en kilometer nord for Statfjord-feltet.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Jurassic reservoir rocks (“Munin” sandstone in the Draupne formation).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter («Munin» sandstein i Draupneformasjonen).
The well encountered about 50 metres of aquiferous “Munin” sandstone with very good reservoir quality.
Brønnen traff på om lag 50 meter vannførende «Munin» sandstein med meget god reservoarkvalitet.
This is the first exploration well in production licence 881.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 881.
The licence was awarded in APA 2016.
Tillatelsen ble tildelt i TFO 2016.
33/9-22 S was drilled to a vertical and measured depth of 2692 and 2707 metres below the sea surface, respectively, and was terminated in the Draupne formation.
33/9-22 S ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 2692 og 2707 meter under havflaten og ble avsluttet i Draupneformasjonen.
Water depth is 226.5 metres.
Havdypet er 226,5 meter.
Well 33/9-22 S was drilled by the Deep Sea Bergen drilling facility.
Brønn 33/9-22 S ble boret av boreinnretningen Deep Sea Bergen.
The well was drilled from the Gullfaks C platform to a structure east of the Gimle field, about 7 kilometres northeast of the Gullfaks field and 7 kilometres south of the Visund Sør field in the northern part of the North Sea.
Brønnen er boret fra Gullfaks C-plattformen til en struktur øst for Gimle-feltet, om lag 7 kilometer nordøst for Gullfaks-feltet og 7 kilometer sør for Visund Sør-feltet i den nordlige delen av Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Middle Jurassic, Early Jurassic and Late Triassic reservoir rocks (Brent group, Statfjord group and Lunde formation).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura, tidligjura og sentrias alder (Brentgruppen, Statfjordgruppen og Lundeformasjonen).
It was also important to collect geological information about stratigraphy, properties and pore pressure.
I tillegg var det viktig å innhente geologisk informasjon om stratigrafi, egenskaper og poretrykk.
Well 34/10-55 S encountered a total oil and gas column of about 170 metres, of which 60 metres are in sandstone with good to very good reservoir properties in the Statfjord group and 10 metres in sandstone with moderate to good properties in the Lunde formation.
Brønn 34/10-55 S påtraff en total olje- og gasskolonne på om lag 170 meter, hvorav 60 meter er i sandsteiner med gode til meget gode reservoaregenskaper i Statfjordgruppen og 10 meter i sandsteiner med moderate til gode egenskaper i Lundeformasjonen.
Preliminary calculations indicate that the discovery contains between 1 and 3 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregninger tyder på at funnet inneholder mellom 1 og 3 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The discovery will be produced from a subsequent development well from the Gullfaks C platform.
Funnet vil bli produsert fra en senere utvinningsbrønn fra Gullfaks C-plattformen.
34/10-55 S was drilled to a vertical and measured depth of 3228 and 7811 metres, respectively, below the sea surface, and was terminated in the Lunde formation in the Triassic.
34/10-55 S ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 3228 og 7811 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Lundeformasjonen av trias alder.
Water depth is 220 metres.
Havdypet er 220 meter.
The well was drilled from the Gullfaks C platform, which will now proceed to drill production well 34/10-C-52 C.
Brønnen ble boret fra Gullfaks C-plattformen som nå skal bore produksjonsbrønnen 34/10-C-52 C.
The drilling program for well bore 25/11-25 S concerns drilling of a sidetrack well in production licence 169 in the North Sea.
Boreprogrammet for brønnbane 25/11-25 A gjelder boring av sidestegs i utvinningstillatelse 169.
StatoilHydro is the operator with a 45 percent ownership interest.
Hydro er operatør med 45 prosent eierandel.
Other licensees are ExxonMobil which owns 13 percent, Petoro has 30 percent and Statoil 12 percent.
Øvrige rettighetshavere er ExxonMobil 13 prosent, Petoro 30 prosent og Statoil 12 prosent.
The area in this permit consists of parts of block 25/11 which lies south of the Balder field and southwest of the Grane field in the central part of the North Sea.
Arealet i denne tillatelsen består av deler av blokk 25/11, like sør for Balderfeltet og like sørvest av Granefeltet i midtre del av Nordsjøen.
Production license 169 was awarded in the 13th licensing round in 1991.
Utvinningstillatelse 169 ble tildelt 13.konsesjonsrunde i 1991.
Eleven exploration wells have been drilled in this production license.
Det er boret eleve letebrønnen i utvinningstillatelsen.
Wellbore 25/11-25 A will be drilled from the Transocean Winner semisubmersible facility, after well bore 25/11-25 S in the North Sea has been drilled.
Brønnbane 25/11-25 A skal bores fra den halvt nedsenkbare innretningen Transocean Winner, etter at brønnbane 25/11-25 S er boret.
The drilling permit is granted on the condition that all other permits and consents required by other authorities have been secured before the drilling activity commences.
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter, er gitt før boreaktiviteten starter.
The objective of the well was to prove petroleum in the Middle Jurassic (the Brent group).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre jura (Brentgruppen).
Preliminary estimates place the size of the discovery between 3 - 8 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 3 og 8 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The well will be completed and will start production from the Valemon facility.
Brønnen vil bli komplettert og satt i produksjon fra Valemon-innretningen.
Data acquisition was carried out.
Det ble utført datainnsamling.
This is the first exploration well in production licence 193 D.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 193 D.
Well 34/11-6 S was drilled to a vertical depth of 4337 metres below the sea surface, and was terminated in the Drake formation in the Lower to Middle Jurassic.
Brønn 34/11-6 S ble boret til et vertikalt dyp på 4337 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Drakeformasjonen i undre til midtre jura.
Water depth at the site is 133 metres.
Havdypet er 133 meter.
Well 34/11-6 S was drilled by the West Elara drilling facility, which is permanently stationed at the Valemon facility.
Brønn 34/11-6 S ble boret av boreinnretningen West Elara, som er permanent på Valemon-innretningen.
Contact in the Norwegian Petroleum Directorate
Kontaktperson i Oljedirektorat
These are projects which safeguard environmental considerations and provide good regional ripple effects.
Disse skal ivareta miljøhensyn og gi gode regionale ringvirkninger.
In order to guide the companies in their work on development plans, the Ministry of Petroleum and Energy (MPE) has cooperated with the Ministry of Labour, the Petroleum Safety Authority Norway and the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) to update the guidelines for preparation of plans for development and operation and plans for installation and operation (the PDO/PIO guide).
For å rettlede selskapene i arbeidet med utbyggingsplaner har Olje- og energidepartementet (OED) i samarbeid med Arbeidsdepartementet, Petroleumstilsynet og Oljedirektoratet (OD) oppdatert veileder for plan for utbygging og drift og plan for anlegg og drift (PUD/PAD-veileder).
A plan for development and operation (PDO) describes the development of a petroleum deposit, while a plan for installation and operation (PIO) is a permit for installation and operation of facilities for transport and exploitation of petroleum.
En plan for utbygging og drift (PUD) beskriver utbyggingen av en petroleumsforekomst, mens plan for anlegg og drift (PAD) er en tillatelse til anlegg og drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum.
"I want to see more projects on the Norwegian shelf.
- Jeg vil ha flere prosjekter på norsk sokkel.
The development projects must demonstrate good solutions for the environment and regional ripple effects.
Utbyggingsprosjektene skal ha gode løsninger for ringvirkninger og miljø.
The projects must contribute to good resource management while safeguarding HSE considerations.
Prosjektene skal bidra til god ressursforvaltning og HMS skal ivaretas.
Many new companies have established themselves on the Norwegian shelf in recent years, which increases the need for guidance in terms of the regulations and regulatory practices related to development," says Minister of Petroleum and Energy Terje Riis-Johansen.
Mange nye selskaper har etablert seg på norsk sokkel de siste årene, noe som øker behovet for veiledning i regelverk og myndighetspraksis knyttet til utbygging, sier olje- og energiminister Terje Riis-Johansen.
The Norwegian shelf is in a mature phase, which means that the discoveries that are developed are smaller than before.
Norsk sokkel er inne i en moden fase hvor funnene som bygges ut er mindre i størrelse enn tidligere.
This requires more flexible processing by the authorities, in which the documentation submitted in connection with the PDO/PIO process is adapted to the size and complexity of the development.
Dette gir et behov for en mer fleksibel myndighetsbehandling hvor dokumentasjonen som legges frem i forbindelse med PUD/PAD-prosessen er tilpasset størrelsen og kompleksiteten av utbyggingen.
At the same time, major developments could arise which result in significant ripple effects on land.
Samtidig vil det også kunne komme store utbygginger med betydelige ringvirkninger på land.
This is also addressed in the guidelines.
Dette er også adressert i veilederen.
The guidelines have been updated to reflect changes in the regulations since the previous edition, and incorporate the existing practice for authority involvement at an early stage.
Veilederen er oppdatert med hensyn til regelverksendringer siden forrige utgave og har innarbeidet eksisterende praksis for myndighetsinvolvering i tidlig fase.
The guidelines are published on the MPE's website www.regjeringen.no/oed and on the NPD's website www.npd.no, and replace the guidelines from June 2000.
Veilederen er publisert på OEDs hjemmesider www.regjeringen.no/oed og ODs hjemmesider www.npd.no, og erstatter veilederen av juni 2000.
The wells were drilled about six kilometres east of the Alve field in the northern part of the Norwegian Sea and about 200 kilometres west of Sandnessjøen.
Brønnene er boret om lag seks kilometer øst for Alve-feltet i den nordlige delen av Norskehavet og om lag 200 kilometer vest for Sandnessjøen.
The primary exploration target for wildcat well 6507/3-12 was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (Garn and Not formations).
Primært letemål for undersøkelsesbrønnen 6507/3-12 var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura alder (Garn- og Notformasjonene).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (Ile formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura alder (Ileformasjonen).
Another goal was to collect geological data if Cretaceous sandstone rocks were present.
I tillegg var det et mål å samle inn geologiske data dersom sandsteinsbergarter i kritt er tilstede.
The primary target for appraisal well 6507/3-12 A was to delineate the Cretaceous gas discovery (Lysing formation).
Primærmålet for avgrensningsbrønnen 6507/3-12 A var å avgrense gassfunnet av kritt alder (Lysingformasjonen).
Well 6507/3-12 encountered a total gas column of about 7 metres in a Late Cretaceous sandstone layer with good reservoir properties.
Brønn 6507/3-12 påtraff en total gasskolonne på om lag 7 meter i et sandsteinslag med gode reservoaregenskaper av senkritt alder.
In the primary and secondary exploration targets, the well encountered about 30-metres of aquiferous sandstone in the Garn and Not formations, and about 65 metres of aquiferous sandstone in the Ile and Tofte formations, all with good to moderate reservoir properties.
I primære og sekundære letemål traff brønnen på en om lag 30 meter vannfylt sandstein i Garn- og Notformasjonen, og om lag 65 meter vannfylt sandstein i Ile- og Tofteformasjonene, alle med gode til moderate reservoaregenskaper.
Well 6507/3-12 A was stopped due to technical issues regarding presumed gas-filled sandstone, and no further attempts were made to drill the appraisal well.
Brønn 6507/3-12 A ble stoppet på grunn av tekniske problemer over en forventet gassfylt sandstein, og ytterligere forsøk på å bore avgrensningsbrønnen ble ikke gjennomført.
Preliminary estimations place the size of the discovery between one and five billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom en og fem milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.
The licensees will assess the discovery along with other nearby discoveries/prospects with regard to a possible development.
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn/prospekter i nærheten med hensyn til en mulig utbygging.
Well 6507/3-12 was not formation-tested, but data has been collected and samples were taken.
Brønn 6507/3-12 ble ikke formasjonstestet, med det er samlet inn data og tatt prøver.
Well 6507/3-12 was drilled to a vertical depth of 3428 metres below the sea surface, and was terminated in the Tofte formation in the Early Jurassic.
Brønn 6507/3-12 ble boret til et vertikalt dyp på 3428 meter under havflaten, og ble avsluttet i Tofteformasjonen av tidligjura alder.
Well 6507/3-12 A was drilled to a vertical depth of 2529 metres below the sea surface and was terminated in the Springar or Nise formation in the Late Cretaceous.
Brønn 6507/3-12 A ble boret til et vertikalt dyp på 2529 meter under havflaten og ble avsluttet i Springar- eller Niseformasjonen av senkritt alder.
Wells 6507/3-12 and 6507/3-12 A were drilled by the Deep Sea Bergen drilling facility, which will now proceed to the Åsgard field in the Norwegian Sea to complete production well 6506/12-S-4 BH.
Brønnene 6507/3-12 og 6507/3-12 A ble boret av boreinnretningen Deep Sea Bergen, som nå skal til Åsgard-feltet i Norskehavet for å komplettere produksjonsbrønn 6506/12-S-4 BH.
The well was drilled about 9 kilometres northeast of the Heidrun field in the Norwegian Sea and about 270 kilometres southwest of Sandnessjøen.
Brønnen er boret om lag 9 kilometer nordøst for Heidrun-feltet i Norskehavet og om lag 270 kilometer sørvest for Sandnessjøen.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle and/or Lower Jurassic reservoir rocks (the Fangst and/or Båt Group).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter tilhørende midtre og/eller nedre jura (Fangst- og/eller Båtgruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Lower Jurassic reservoir rocks (the Båt Group).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre jura reservoarbergarter (Båtgruppen).
The well encountered a gas column of a total of approx. 80 metres in the Åre formation in the Båt Group, of which 35 metres were in sandstone with good reservoir quality.
Brønnen påtraff en gasskolonne på totalt om lag 80 meter i Åreformasjonen i Båtgruppen, hvorav 35 meter i sandsteiner med god reservoarkvalitet.
The gas/water contact was proven 2185 metres below the sea surface.
Gass/vann-kontakten ble påvist 2185 meter under havflaten.
In the secondary exploration target, the well encountered several water-filled sandstone layers with good reservoir quality in lower parts of the Åre formation in the Båt Group.
I sekundært letemål ble det påtruffet flere vannfylte sandsteinslag med god reservoarkvalitet i nedre deler av Åreformasjonen i Båtgruppen.
The preliminary estimation of the size of the discovery is between 0.7 and 1.2 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,7 og 1,2 milliarder standardkubikkmeter (Sm3 ) utvinnbar gass.
The licensees in production licence 124 will consider a tie-in of the discovery to existing infrastructure on the Heidrun field.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 124 vil vurdere å knytte funnet opp til eksisterende infrastruktur på Heidrun-feltet.
This is the eighth exploration well in production licence 124.
Dette er den åttende letebrønnen i utvinningstillatelse 124.
The licence was awarded in the 10th licensing round in 1986.
Tillatelsen ble tildelt i 10. konsesjonsrunde i 1986.
6507/8-9 was drilled to a vertical depth of 2352 metres below the sea surface, and was terminated in the Åre formation in the Lower Jurassic.
6507/8-9 ble boret til et vertikalt dyp av 2352 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Water depth is 358 metres.
Havdypet er 358 meter.
Well 6507/8-9 was drilled by the Deepsea Bergen drilling facility, which will now proceed to drill wildcat well 33/9-22 S in production licence 881 in the North Sea, where Wellesley Petroleum AS is the operator.
Brønn 6507/8-9 ble boret av boreinnretningen Deepsea Bergen som nå skal bore undersøkelsesbrønn 33/9-22 S i utvinningstillatelse 881 i Nordsjøen, der Wellesley Petroleum AS er operatør.
The well was drilled about five kilometres northwest of the Norne field in the northern part of the Norwegian Sea, and about 200 kilometres west of Sandnessjøen.
Brønnen er boret om lag fem kilometer nordvest for Norne-feltet i den nordlige delen av Norskehavet og om lag 200 kilometer vest for Sandnessjøen.
The primary and secondary exploration targets for the well were to prove petroleum in two Cretaceous reservoir levels (Lange formation).
Primært og sekundært letemål for brønnen var å påvise petroleum i to reservoarnivå av kritt alder (Langeformasjonen).
The well encountered petroleum at two levels in the Lange formation.
Brønnen påtraff petroleum i to nivå i Langeformasjonen.
In the primary exploration target, the well encountered a total oil column of about 5 metres with an overlying gas column of about 13 metres, of which 3 and 10 metres, respectively, were in sandstone with moderate to good reservoir properties.
I det primære letemålet påtraff brønnen en total oljekolonne på om lag 5 meter med en overliggende gasskolonne på om lag 13 meter, hvorav henholdsvis 3 og 10 meter i sandsteiner med moderate til gode reservoaregenskaper.
In the secondary exploration target, the well encountered an approx. 8 metre oil column, of which 5 metres were in sandstone with moderate to good reservoir properties
I det sekundære letemålet påtraff brønnen en om lag 8 meter oljekolonne, hvorav 5 meter i sandsteiner med moderate til gode reservoaregenskaper.
The preliminary estimation of the size of the discovery is between 3 and 13 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil equivalents.
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 3 og 13 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
The licensees will consider further delineation of the discovery with regard to a potential development via the Norne FPSO.
Rettighetshaverne vil vurdere videre avgrensing av funnet med hensyn til en mulig utbygging over Norne FPSO.
The well was not formation tested, but extensive data acquisition and sampling were carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, med det er utført omfattende datainnssamling og prøvetaking.
The well is the 27th exploration well in production licence 128.
Brønnen er den 27 letebrønnen i utvinningstilatelse 128.
The well was drilled to a vertical depth of 3248 metres below the sea surface and was terminated in the Spekk formation in the Late Jurassic to Early Cretaceous.
Brønnen ble boret til et vertikalt på dyp på 3248 meter under havflaten, og ble avsluttet i Spekkformasjonen av senjura til tidligkritt alder.
The water depth is 374 metres.
Havdypet er 374 meter.
Well 6608/10-17 S was drilled using the Deep Sea Bergen drilling facility, which will now proceed to production licence 159 B in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6507/3-12 where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 6608/10-17 S ble boret av boreinnretningen Deep Sea Bergen, som nå skal til utvinningstillatelse 159 B i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6507/3-12 der Statoil Petroleum AS er operatør.
The well was drilled about 80 kilometres northwest of the Aasta Hansteen field in the northern part of the Norwegian Sea.
Brønnen er boret om lag 80 kilometer nordvest for Aasta Hansteen-feltet i den nordlige delen av Norskehavet.
The objective of the well was to prove petroleum in Upper Cretaceous reservoir rocks (Nise formation).
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter (Niseformasjonen).
Well 6705/7-1 encountered two reservoir intervals with a total thickness of about 200 metres of sandstone in the Nise formation with good to moderate reservoir quality.
Brønn 6705/7-1 påtraff to reservoarintervaller med til sammen om lag 200 meter mektige sandsteiner i Niseformasjonen med god til moderat reservoarkvalitet.
The reservoir rocks only contain weak traces of gas.
Reservoarbergartene har kun svake spor av gass.
This is the first exploration well in production licence 705.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 705.
Well 6705/7-1 was drilled to a vertical depth of 3250 metres below the sea surface and was terminated in the Nise formation in the Upper Cretaceous.
Brønn 6705/7-1 ble boret til et vertikalt dyp av 3250 meter under havflaten og ble avsluttet i Niseformasjonen i øvre kritt.
Water depth at the site is 1404 metres.
Havdypet er 1404 meter.
Well 6705/7-1 was drilled by the Transocean Spitsbergen drilling facility.
Brønn 6705/7-1 ble boret av boreinnretningen Transocean Spitsbergen.
Following a short break, the rig will proceed to the UK shelf to drill three wells for Statoil.
Etter et kort opphold skal riggen videre til britisk sokkel for å bore tre brønner for Statoil.
The well was drilled about four kilometres north of the discovery well, about three kilometres east of appraisal well 7120/1-4 S, which was drilled in 2014, and about 17 kilometres southwest of the discovery 7220/11-1 (Alta).
Brønnen er boret om lag fire kilometer nord for funnbrønnen, om lag tre kilometer øst for avgrensingsbrønn 7120/1-4 S, som ble boret i 2014, og om lag 17 kilometer sørvest for funnet 7220/11-1 (Alta).
The discovery was proven in 2013 in Permian carbonate rocks .
Funnet ble påvist i 2013 i kalksteinsbergarter av perm alder.
Before well 7120/1-5 was drilled, the resource estimate for the discovery was between 10 and 21 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil and between 5 and 8 billion standard cubic metres (Sm3) of recoverable gas.
Før brønn 7120/1-5 ble boret, var ressursanslag for funnet mellom 10 og 21 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje og mellom 5 og 8 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass.