natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This year's reserve growth totalled 13 million Sm3 o.e., compared with 102 million Sm3 o.e. in 2013.
I år har det vært en reservetilvekst på 13 millioner Sm3 o.e., mot 102 millioner Sm3 o.e. i 2013.
This growth can primarily be explained by the submission of one Plan for Development and Operation (PDO) in 2014, for the 34/10-53 S Rutil discovery in Gullfaks Sør.
Tilveksten kan hovedsakelig forklares med at det ble levert inn én plan for utbygging og drift (PUD) i 2014, for 34/10-53 S Rutil-funnet i Gullfaks Sør.
The reserve growth for oil was 40 million Sm3, and the gas reserves were reduced by 17 million Sm3 o.e.
Reservetilveksten for olje var 40 millioner Sm3, og gassreservene er redusert med 17 millioner Sm3 o.e.
There was also a decline in the associated liquid products.
I tillegg er det en nedgang i de assosierte væskeproduktene.
The Troll, Grane and Ivar Aasen fields contributed the most to the reserve growth for oil.
Det er feltene Troll, Grane og Ivar Aasen som bidrar mest til reservetilveksten for olje.
The cause of the reduction in gas reserves was, among other things, greater uncertainty surrounding the implementation of subsea compression on Ormen Lange, so this project was therefore removed from the reserves.
Årsaken til reduksjonen i gassreservene er blant annet en større usikkerhet rundt gjennomføringen av havbunnskompresjon på Ormen Lange, det prosjektet er derfor tatt ut av reservene.
219 million Sm3 o. e. were sold and delivered in 2014.
I 2014 ble det solgt og levert 219 millioner Sm3 o. e.
Including the reserve growth of 13 million Sm3 o.e., reserves declined by 206 million Sm3 o.e.
Når reservetilveksten på 13 millioner Sm3 o.e regnes inn, ble reservene redusert med 206 millioner Sm3 o.e.
The table below shows fields that were shut down, and fields that started production in 2014, fields under development at the end of last year and fields that are expected to start production in 2015.
Tabellen under viser felt som ble stengt, og felt som kom i produksjon i 2014, felt under utbygging ved årsskiftet og felt som forventes å starte produksjon i 2015.
Fields/ discoveries shut down in 2014
Felt/funn nedstengt i 2014
Fields starting production in 2014
Felt startet produksjon i 2014
Fields under development in 2014
Felt under utbygging i 2014
Fields with planned start-up in 2015
Felt med planlagt oppstart i 2015
Heimdal *
Heimdal *
Brynhild
Brynhild
Aasta Hansteen
Aasta Hansteen
Huldra
Huldra
Gudrun
Gudrun
Bøyla
Bøyla
Bøyla (producing)
Bøyla (produserer)
Murchison
Murchison
Fram H-Nord
Fram H-Nord
Edvard Grieg
Edvard Grieg
33/9-6 Delta
33/9-6 Delta
Svalin
Svalin
Flyndre
Flyndre
Gina Krogh
Gina Krogh
Hanz
Hanz
Ivar Aasen
Ivar Aasen
Knarr
Knarr
Martin Linge
Martin Linge
Valemon
Valemon
Valemon (producing)
Valemon (produserer)
* Production on Heimdal officially shut down in November 2011, but it is still in operation as a processing centre for several fields.
* Heimdal har offisiell produksjonsstans i november 2011, og er fortsatt i drift som et prosesseringssenter for flere felt.
Contingent resources include proven petroleum volumes that are contingent on clarification and decisions before they can be approved for production.
Betingede ressurser omfatter påviste petroleumsmengder som er avhengig av avklaringer og beslutninger før de kan godkjennes for produksjon.
Contingent resources in fields amount to 819 million Sm3 o.e. and have increased by 7 million Sm3 o.e. over the last year.
Betingede ressurser i felt utgjør 819 millioner Sm3 o.e. og har det siste året økt med 7 millioner Sm3 o.e.
Contingent resources in discoveries amount to 1121 million Sm3 o.e. 92 discoveries are currently being considered for development.
Betingede ressurser i funn utgjør 1121 millioner Sm3 o.e.
65 per cent of the resources are oil.
65 prosent av ressursene er olje.
The resource estimate for Johan Sverdrup (phases 1 and 2) amounts to 48 per cent of the oil resources in discoveries.
Ressursanslaget for Johan Sverdrup (fase 1 og 2) utgjør 48 prosent av oljeressursene i funn.
In 2014, oil resources in discoveries increased by 54 million Sm3, while gas resources in discoveries increased by 7 million Sm3 o.e.
I 2014 økte oljeressurser i funn med 54 millioner Sm3, mens gassressurser i funn økte med 7 millioner Sm3 o.e.
The growth is from the new discoveries in 2014, minus the resources in the 12 discoveries, included in last year's accounts, which have now been excluded because they will most likely not be developed.
Tilveksten kommer fra de nye funnene i 2014, fratrukket ressursene i de 12 funnene, inkludert i fjorårets regnskap, som nå er tatt ut fordi de trolig ikke vil bli utbygd.
The growth from new discoveries is greatest in the Barents Sea, both for oil and gas.
Tilveksten fra nye funn er størst i Barentshavet, både for olje og gass.
Evaluation of the discoveries is in progress, and both the resource estimates and potential developments are uncertain.
Evaluering av funnene pågår, og både ressursestimatene og mulige utbygginger er usikre.
The total estimate for undiscovered resources is 2.8 billion Sm3 o.e.
Forventningsverdien til anslaget for de uoppdagede ressursene er 2,8 milliarder Sm3 o.e.
The estimate in this year's accounts was reduced by 105 million Sm3 o.e., which corresponds to the volumes proven in new discoveries in 2014.
I årets regnskap er anslaget nedjustert med 105 millioner Sm3 o.e., som tilsvarer mengdene som ble påvist i nye funn i 2014.
The NPD will prepare a new evaluation of undiscovered resources in 2015.
OD skal i 2015 utarbeide en ny vurdering av de uoppdagede ressursene.
The resource estimates are uncertain; this is also illustrated in the figure.
Ressursanslagene er usikre, og dette er illustrert i figuren.
The total remaining recoverable resources have been estimated at 7.7 billion Sm3 o.e., with a range of uncertainty (P10 - P90) between 5.4 and 11.3 billion Sm3 o.e.
De totale gjenværende utvinnbare ressursene er beregnet til 7,7 milliarder Sm3 o.e., med et usikkerhetsspenn (P10 – P90) på 5,4 -11,3 milliarder Sm3 o.e.
Figure 1: Distribution of the total recoverable resources and uncertainty in the estimates as of 31 December 2014.
Figur 1: Fordeling av de totale utvinnbare ressursene og usikkerhet i estimatene pr 31.desember 2014.
Production licence 394 was awarded in the 19th round in 2006, with Norsk Hydro Produksjon AS as operator.
Utvinningstillatelsen 394 ble tildelt 19-runde i 2006 med Norsk Hydro Produksjon AS som operatør.
Wildcat well 7224/6-1 is the first well in production licence 394.
Undersøkelsesbrønn 7224/6-1 er den første brønnen i utvinningstillatelsen 394.
The system is available through the extranet License2Share (L2S).
Systemet er tilgjengelig via ekstranettet License2Share (L2S).
In the future, SMIL will be developed to encompass many types of applications and reports to the authorities.
Etter hvert skal SMIL utvikles videre for å inkludere mange andre typer søknader og rapporteringer til myndighetene.
The Norwegian Petroleum Directorate initiated the SMIL project in 2013, as part of the government’s programme to digitise interaction between authorities and the public/industry.
Oljedirektoratet tok initiativ til SMIL-prosjektet i 2013 som en del av regjeringens program for å digitalisere samhandlingen mellom myndigheter og publikum/industri.
“The objective of SMIL, which is an acronym for Smart Interactive Licence management, is to streamline and enhance communication and application processes for the companies and for the NPD,” says Maria Juul, assistant director of data and document management.
«Hensikten med SMIL, som står for smart interaktiv lisensadministrasjon, er å strømlinjeforme og forbedre kommunikasjon og søknadsprosesser for selskapene og for OD,» sier Maria Juul, som er underdirektør for data- og dokumentforvaltning.
The first type of applications that can be submitted through SMIL, is for extension of deadlines during the exploration period (initial period).
Den første typen søknader som kan sendes via SMIL, gjelder forlengelse av frister i leteperioden (initiell periode).
This period usually has a duration of between four and eight years.
Denne perioden varer som regel i fire til åtte år.
After being awarded, the production licences usually have to carry out a work programme, which may include seismic acquisition and drilling of exploration wells.
Etter tildeling må utvinningstillatelser vanligvis gjennomføre et arbeidsprogram, som for eksempel kan omfatte innsamling av seismikk og boring av letebrønner.
“Licensees that need more time may apply for an extension, but experience shows that it is impractical and time-consuming to submit these applications as letters.
«Rettighetshavere som trenger mer tid kan søke om utsettelse av frister, men erfaringen er at det tidkrevende og upraktisk å sende slike søknader som brev.
We are hopeful and confident that this process will be improved with SMIL,” Juul says.
Vi håper og tror at prosessen skal gli bedre med SMIL,» sier Juul.
Read more on how to apply through SMIL:
Les mer om hvordan du søker via SMIL:
The base has been and continues to play an important role for the companies on the shelf for access to seismic, well and production data.
Basen har vært og er viktig for selskapene på sokkelen for tilgang til seismikk, brønn- og produksjonsdata.
"The Diskos database is a success because it provides companies and the authorities very good access to quality-assured data from the Norwegian shelf.
«Diskos-databasen er en suksess fordi den gir selskapene og myndighetene svært god tilgang til kvalitetssikrede data fra norsk sokkel.
This is also a competitive advantage in the international market," comments Maria Juul, assistant director of data and document management at the NPD.
Dette er også et konkurransefortrinn i det internasjonale markedet,» kommenterer Maria Juul, som er underdirektør for data- og dokumentforvaltning i OD.
The idea behind Diskos was that oil companies would collaborate on storage of geological raw data and compete on its interpretation.
Ideen bak Diskos var at oljeselskapene skulle samarbeide om lagring av geologiske rådata og konkurrere om tolkningen av dem.
The database was originally created and designed by the NPD and the oil companies Statoil, Norsk Hydro, and Saga Petroleum.
Databasen ble i sin tid opprettet og utformet av OD og oljeselskapene Statoil, Norsk Hydro og Saga Petroleum.
Later, virtually all oil companies represented on the Norwegian shelf joined, in addition to parts of the supplier industry.
Seinere er så godt som alle oljeselskapene representert på norsk sokkel blitt med, i tillegg til deler av leverandørindustrien.
Norwegian universities have free access to the database for research and teaching.
Norske universiteter har gratis tilgang til databasen for forskning og undervisning.
Modern exploration involves collecting and processing vast amounts of data, while the logistics of traditional data storage "before Diskos" was both inefficient and expensive.
Moderne leting medfører innhenting og bearbeiding av enorme mengder data, mens logistikken rundt tradisjonell datalagring «før Diskos» var både lite effektiv og dyr.
In the 20 years that Diskos has been operating, the system has shown that it can handle large amounts of data very efficiently.
I de 20 årene som Diskos har vært i drift har systemet vist at det kan håndtere store mengder data svært effektivt.
This includes most of the digital seismic data and well data from the Norwegian shelf.
Dette omfatter mesteparten av digitale seismiske data og brønndata fra norsk sokkel.
The NPD and oil companies set high data quality standards that must be met for everything that is stored in the database, so that users trust Diskos.
OD og oljeselskapene stiller strenge krav til datakvalitet som skal oppfylles for alt som lagres i databasen, slik at brukerne har tillit til Diskos.
One of the cornerstones of the system is the use of quality-assured key data from NPD's fact pages with overviews of e.g. licences, companies, wells, and seismic surveys.
En av grunnpilarene til systemet er bruk av kvalitetssikrede nøkkeldata fra ODs faktasider med oversikter over blant annet utvinningstillatelser, selskaper, brønner og seismiske undersøkelser.
Reporting and data management are based on international data transfer and storage standards.
Innrapportering og dataforvaltning er basert på internasjonale standarder for dataoverføring og lagring.
End users can download the data directly to their workstations via high-speed lines at a low cost.
Sluttbrukerne kan laste ned data direkte til arbeidsstasjonene via høyhastighetslinjer til en lav kostnad.
The system is well adapted for the sale and exchange of data.
Systemet er i tillegg tilrettelagt for salg og bytte av data.
For the NPD, Diskos is an outstanding tool for efficient disclosure of data.
For OD er Diskos et enestående verktøy for effektiv offentliggjøring av data.
NPD’s adjusted reporting procedures (2012) require systems to be able to handle much larger volumes of data than previously, which the current contract is focused on.
ODs justerte rapporteringsrutiner (2012) krever systemer som skal kunne håndtere mye større datavolumer en tidligere, noe som dagens kontrakt har fokus på.
Diskos is operated today by the CGG and Kadme companies.
Diskos driftes i dag av selskapene CGG og Kadme.
Topics: Seismic | Wells | Development and operations
Tema: Seismikk | Brønner | Utbygging og drift
These transport solutions will become part of the development of the Edvard Grieg and Ivar Aasen fields on the Utsira High in the North Sea.
Transportløsningene blir en del av utbyggingen av feltene Edvard Grieg og Ivar Aasen på Utsirahøgda i Nordsjøen.
Start-up of the Edvard Grieg field is planned towards the end of 2015, whereas the planned start-up of Ivar Aasen is scheduled for next year.
Oppstart av Edvard Grieg-feltet er planlagt mot slutten av 2015, mens planlagt oppstart for Ivar Aasen er ett år senere.
Ivar Aasen will use both pipeline systems.
Ivar Aasen skal benytte begge rørledningssystemene.
The oil transport system includes a 43-kilometre long 28-inch pipeline between the Edvard Grieg platform and a new Y-connection point, which has been installed on the Grane oil pipeline about 4 kilometres from Grane.
Transportsystemet for olje omfatter en 43 kilometer lang 28 tommers rørledning mellom Edvard Grieg-plattformen og et nytt Y-tilknytningspunkt, som er installert på Grane oljerør om lag 4 kilometer fra Grane.
The gas transport system includes a 94-kilometre long 16-inch pipeline from the Edvard Grieg platform to an underwater connection point (T-connection) on the Beryl pipeline.
Gasstransportsystemet omfatter en 94 kilometer lang 16 tommers rørledning fra Edvard Grieg- plattformen til et undervannstilknytningspunkt (T-tilknytning) på Beryl-rørledningen.
This, in turn, is connected to the Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) pipeline in the UK sector.
Denne er igjen tilknyttet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) rørledningen på britisk sektor.
The licensees for the two transport systems are the same as for Edvard Grieg and Ivar Aasen.
Rettighetshaverne for de to transportsystemene er de samme som i Edvard Grieg og Ivar Aasen.
Statoil has been the operator of both transport systems since Plan for Installation and Operation (PIO) was approved in 2014.
Statoil har vært operatør for begge transportsystemene, som fikk godkjent sine respektive Planer for anlegg og drift (PAD), i 2014.
Gassco will take over as operator of the Utsira High gas pipeline when it comes on stream.
Gassco tar over som operatør av Utsirahøgda gassrørledning når den kommer i drift.
The two transport systems have both been delivered according to schedule.
De to transportsystemene er levert i henhold til tidsplanen.
Investments for both have been lower than projected in the PIO.
Investeringene for begge har blitt lavere enn forutsatt i PAD.
We are experiencing some technical difficulties with our website as a result of this.
Som følge av dette har vi noen tekniske problemer med nettstedet.
Many people who subscribe to our news service have received e-mail updates for the same news item several times.
Mange som abonnerer på våre nyheter har opplevd å få oppdatering på samme nyhet på e-post flere ganger.
The subscription module has therefore been deactivated until further notice.
Abonnementsmodulen er derfor deaktivert inntil videre.
The upgrade has also caused some links to fail.
Oppgraderingen har også ført til at en del lenker ikke fungerer lenger.
Please report any “dead” links to this e-mail address.
Gi gjerne tilbakemelding om «døde» lenker til denne epostadressen.
We are working to correct these issues, and apologise for the inconvenience to our users.
Vi jobber med å få rettet opp feilene, og beklager de ulempene de medførerer for våre brukere.
Significant remaining resources on the Norwegian shelf provide a basis for continued value creation and a high activity level for many years to come.
Store gjenværende ressurser gir grunnlag for fortsatt verdiskaping og høy aktivitet i mange år framover.
"The drop in prices could lead the industry to implement significant cost cuts.
«Prisfallet kan føre til at næringen gjennomfører kraftige kostnadskutt.
This is needed, although over the short-term this could translate into a lower activity level," says Director General Bente Nyland.
Det trengs, selv om det på kort sikt kan bety et lavere aktivitetsnivå,» sier oljedirektør Bente Nyland.
"A cost reduction now could lay the foundation for ensuring robust profitability over time."
«En kostnadsreduksjon nå kan legge grunnlaget for å sikre robust lønnsomhet på sikt.»
According to Nyland, the Norwegian shelf is well-equipped to face and tackle the changes that are happening, in spite of the significant uncertainty in the petroleum industry.
Norsk sokkel er ifølge Nyland godt rustet til å møte og håndtere endringene som nå skjer, selv om det er stor usikkerhet i petroleumsnæringen.
Activity is high, and four new fields came on stream in 2014.
Aktiviteten er høy, og fire nye felt ble satt i produksjon i 2014.
The number of spudded exploration wells was the third highest ever recorded.
Antallet påbegynte letebrønner var det tredje høyeste noensinne.
56 exploration wells were spudded, and 22 new discoveries were made – two more than the year before.
56 letebrønner ble påbegynt, og det ble gjort 22 nye funn – to flere enn året før.
Eight of these were in the North Sea, five in the Norwegian Sea and nine in the Barents Sea.
Åtte av disse er i Nordsjøen, fem i Norskehavet og ni i Barentshavet.
The resources in these new discoveries amount to between 40-110 million standard cubic meters (Sm3) of oil/condensate and 25-75 billion Sm3 of recoverable gas.
Ressursene i de nye funnene utgjør mellom 40-110 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje/kondensat og 25-75 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The total production of oil and gas peaked at 216.7 million saleable Sm3 oil equivalents (o.e.).
Totalproduksjonen av olje og gass nådde 216,7 millioner salgbare Sm3 oljeekvivalenter (o.e.).
This is 47.4 million Sm³ o.e. less than in the record-setting year 2004, and 1.4 per cent more than in 2013.
Dette er 47,4 millioner Sm³ o.e. mindre enn i rekordåret 2004, og 1,4 prosent mer enn i 2013.
Oil production increased in 2014 for the first time since the year 2000.
I 2014 økte oljeproduksjonen for første gang siden tusenårsskiftet.
It reached 87.8 million Sm³, which is three per cent higher than the year before.
Den nådde 87,8 millioner Sm³, som er tre prosent mer enn året før.
"New wells have produced more than expected, and this is the most important reason behind the production growth," says Nyland.
«Nye brønner har produsert mer enn forventet, og dette er den viktigste grunnen til at produksjonen har gått opp,» sier Nyland.
"The fields' regularity has also improved, and many good measures have been implemented.
«I tillegg har regulariteten på feltene blitt bedre, og mange gode tiltak har blitt gjennomført.
For example, the increased drilling on Snorre shows the importance of continuous drilling on mature fields."
Økt produksjon fra nye brønner på Snorre og økt trykkstøtte fra injeksjonsbrønner viser hvor viktig det er med kontinuerlig boring på modne felt.»
According to the Norwegian Petroleum Directorate's preliminary figures, NOK 172 billion was invested in the petroleum activities on the Norwegian shelf last year.
Ifølge Oljedirektoratets foreløpige tall ble det investert 172 milliarder kroner i oljevirksomheten på norsk sokkel i fjor.
Investments are projected to drop around 15 per cent from 2014 to 2015 and by an additional eight per cent to 2017, and will then plateau with a moderate increase from 2018.
Investeringene anslås å falle rundt 15 prosent fra 2014 til 2015 og med ytterligere åtte prosent til 2017, for deretter å flate ut og øke moderat fra 2018.
The authorities received only one Plan for Development and Operation (PDO), which was for the 34/10-53 S gas discovery near Gullfaks Rimfaksdalen in the North Sea.
Myndighetene mottok bare én plan for utbygging og drift (PUD), for gassfunnet 34/10-53 S i nærheten av Gullfaks Rimfaksdalen i Nordsjøen.
However, eleven fields were under development at the end of last year: nine in the North Sea, one in the Norwegian Sea and one in the Barents Sea.
Imidlertid var elleve felt under utbygging ved årsskiftet: ni i Nordsjøen, ett i Norskehavet og ett i Barentshavet.
This is a record-high number and will result in considerable investments over the next few years.
Dette er et rekordhøyt antall og vil gi betydelige investeringer i de neste par årene.
"There are currently 79 producing fields on the Norwegian shelf.
«Det er 79 felt i drift på norsk sokkel i dag.
These are profitable fields where both the State and the companies are making money, and this is how it will stay, even if the oil price should drop further," says Bente Nyland.
Dette er lønnsomme felt der staten og selskapene tjener penger, og slik vil det fortsatt være, selv om oljeprisen skulle synke ytterligere,» sier Bente Nyland.
55 per cent of Norway's total oil and gas resources remain in place, waiting to be produced.
Det gjenstår å produsere 55 prosent av de totale olje- og gassressursene i Norge.
These remaining resources provide a basis for continued significant value creation and high activity level for many years to come, she points out.
Disse gjenværende ressursene gir grunnlag for fortsatt stor verdiskaping og høy aktivitet i mange år framover, påpeker hun.
OilFacts version 2 is available for iOS, Android and Windows Phone.
OilFacts versjon 2 er tilgjengelig for iOS, Android og Windows Phone.
“The Norwegian Petroleum Directorate wants the resources on the shelf to be realised.
«Oljedirektoratet er opptatt av at ressursene på sokkelen blir realisert.
Valemon contributes to value creation and activity,” says Ingrid Sølvberg, director of development and operations in the NPD.
Valemon bidrar til verdiskaping og aktivitet,» kommenterer Ingrid Sølvberg, som er direktør for utbygging og drift i OD.
The Valemon gas and condendate field is located in blocks 34/11 and 34/10 just west of the Kvitebjørn field at a water depth of 135 metres.
Gass- og kondensatfeltet Valemon ligger i blokkene 34/11 og 34/10 like vest for Kvitebjørn-feltet på 135 meter vanndyp.
The field was developed with a production facility resting on the seabed for separation of gas, condensate and water.
Feltet er bygget ut med en bunnfast produksjonsinnretning for separasjon for gass, kondensat og vann.
Valemon is supplied with electricity from the Kvitebjørn field with a subsea cable.
Valemon forsynes med elektrisk kraft fra Kvitebjørn-feltet via en sjøkabel.
The facility will normally be unmanned and will be remotely controlled from shore when the drilling operations are concluded.
Innretningen vil normalt være ubemannet, og skal fjernstyres fra land når boreoperasjonene avsluttes.
Valemon came on stream in January of this year with three producing wells.
Valemon startet opp i januar i år med tre brønner i produksjon.
Condensate from Valemon is transported by pipeline via Kvitebjørn to Mongstad in Hordaland County.
Kondensatet fra Valemon fraktes i rørledning via Kvitebjørn til Mongstad i Hordaland.
The development was completed without major delays and cost overruns.
Utbyggingen er gjennomført uten store forsinkelser og kostandsoverskridelser.