natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The well encountered the reservoir with an oil column of 12 metres about 1250 metres north of well 16/2-13 S.
Brønnen påtraff reservoaret med en oljekolonne på 12 meter om lag 1250 meter nord for brønn 16/2-13 S.
The oil/water contact was three metres deeper than in the neighbouring wells in the Johan Sverdrup discovery in production licence 501.
Olje/vann-kontakten var 3 meter dypere enn i nabobrønnene på Johan Sverdrup-funnet i utvinningstillatelse 501.
The reservoir came in four metres shallower than expected, and is positive for the northeast flank of the Johan Sverdrup discovery.
Reservoaret kom inn 4 meter grunnere enn forventet, og er positiv for nordøstflanken av funnet Johan Sverdrup.
The well confirmed reservoir size, thickness and moderate to very good reservoir properties to the north.
Brønnen bekreftet reservoarutbredelse, tykkelse og moderate til meget gode reservoaregenskaper mot nord.
Extensive data acquisition and sampling have been carried out in both wells.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i begge brønnene.
These are the ninth and tenth exploration wels in production licence 501.
Dette er den niende og tiende letebrønnen i utvinningstillatelse 501.
Appraisal wells 16/2-13 S and 16/2-13 A were drilled to vertical depths of 2060 and 2172 metres, respectively, and total measured depths of 2065 and 2751 metres below the sea surface, respectively.
Avgrensningsbrønnene 16/2-13 S og 16/2-13 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 2060 og 2172 meter, og totalt målt dyp på henholdsvis 2065 og 2751 meter under havflaten.
Both were terminated in Permian or older rocks.
Begge ble avsluttet i permiske eller eldre bergarter.
Water depth is 116 metres.
Havdypet er 116 meter.
The wells were drilled by the Transocean Arctic drilling facility which will now proceed to production licence 490 to drill wildcat well 7120/6-3 S where Lundin Norway AS is the operator.
Brønnene ble boret av boreinnretningen Transocean Arctic, som nå skal til utvinningstillatelse 490 for å bore undersøkelsesbrønn 7120/6-3 S der Lundin Norway AS er operatør.
The 16/2-6 Johan Sverdrup oil discovery was proven in autumn 2010 in Upper Jurassic reservoir rocks.
Oljefunnet 16/2-6 Johan Sverdrup ble påvist høsten 2010 i øvre jura reservoarbergarter.
The 16/2-14 well was drilled in a northwestern segment about 6 kilometres northwest of the 16/2-6 discovery well and about three kilometres northwest of well 16/2-8.
Brønnen 16/2-14 ble boret i et nordvestlig segment omlag 6 kilometer nordvest for funnbrønnen 16/2-6 og om lag 3 kilometer nordvest for brønn 16/2-8.
The primary exploration target for well 16/2-14 was to examine the thickness and properties in Upper Jurassic reservoir rocks near the top of the Johan Sverdrup structure.
Primært letemål for brønn 16/2-14 var å undersøke tykkelse og egenskaper i øvre jura reservoarbergarter nær toppen av Johan Sverdrup-strukturen.
The secondary target was to examine the presence of reservoir rocks in the Triassic (the Hegre Group) and examine reservoir quality in the Cretaceous (the Shetland Group).
Sekundære mål var å undersøke tilstedeværelse av reservoarbergarter i trias (Hegregruppen) og undersøke reservoarkvalitet i kritt (Shetlandsgruppen).
In addition, the objective of the well was to collect data from the stratigraphic sequence above the reservoir, as a basis for field development decisions and plans for future production and injection wells.
I tillegg var hensikten med brønnen å samle inn data fra lagrekken over reservoaret, som grunnlag for feltutviklingsbeslutninger og planer for framtidig produksjon og injeksjonsbrønner.
The well encountered a 30-metre oil column in Upper Jurassic reservoir rocks.
Brønnen påtraff en oljekolonne på 30 meter i øvre jura reservoarbergarter.
As expected, the reservoir quality was very good.
Som forventet var reservoarkvaliteten meget god.
The reservoir quality was lacking both in the Hegre Group and Shetland Group.
Reservoarkvalitet manglet både i Hegregruppen og i Shetlandsgruppen.
In the stratigraphic sequence above the reservoir, data was collected in four levels.
I lagrekken over reservoaret ble det samlet inn data i fire nivåer.
This is the ninth exploration well in production licence 265.
Dette er den niende letebrønnen i utvinningstillatelse 265.
The licence was awarded in NST 2000.
Tillatelsen ble tildelt i NST 2000.
Well 16/2-14 was drilled to a vertical depth of 1960 metres below the sea surface and was terminated in the Triassic.
Brønn 16/2-14 ble boret til et vertikalt dyp på 1960 meter under havflaten og ble avsluttet i trias.
The water depth is 113 metres.
Havdypet er 113 meter.
The well was drilled by the Ocean Vanguard drilling facility, which will now proceed to drill delineation well 16/2-15 in production licence 265 on the Johan Sverdrup discovery.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal fortsette med boring av avgrensingsbrønn 16/2-15 i utvinningstillatelse 265 på Johan Sverdrupfunnet.
The well was drilled about nine kilometres south of the discovery well, 16/2-6 (”Avaldsnes”) and four kilometres southwest of the nearest appraisal well, 16/2-7.
Brønnen er boret om lag ni kilometer sør for funnbrønnen 16/2-6 (”Avaldsnes”) og fire kilometer sørvest for nærmeste avgrensningsbrønn 16/2-7.
The discovery was proven in September 2010 in Upper Jurassic reservoir rocks, and several wells have now delineated the discovery.
Funnet ble påvist i september 2010 i øvre jura reservoarbergarter og flere brønner har nå avgrenset funnet.
The objective of well 16/5-2 was to delineate the southern part of the oil discovery.
Hensikten med brønn 16/5-2 var å avgrense den sørlige delen av oljefunnet.
The well encountered 15 metres of reservoir rocks from the Middle to Late Jurassic Age, of which eight metres had excellent reservoir quality.
Brønnen påtraff 15 meter reservoarbergart av mellom til seinjura alder, hvorav de øvre åtte meterne var av utmerket reservoarkvalitet.
The top of the reservoir came in deeper than forecast, and below the oil/water contact.
Toppen av reservoaret kom inn dypere enn prognosert og under olje/vannkontakten.
Good traces of oil were observed under the contact.
Gode oljespor ble observert under kontakten.
The well will be classified as dry.
Brønnen blir klassifisert som tørr.
At this time, it is unclear how much of the area around the well will be affected by these negative well results.
Det er foreløpig uklart hvor stort område rundt brønnen som berøres av disse negative brønnresultatene.
This is the sixth exploration well in production licence 501.
Dette er den sjette letebrønnen i utvinningstillatelse 501.
Appraisal well 16/5-2 was drilled to a measured depth of 2042 metres below the sea surface.
Avgrensningsbrønn 16/5-2 ble boret til et målt dyp på 2042 meter under havflaten.
The well was terminated in Triassic rocks, and will be plugged and abandoned.
Brønnen ble avsluttet i trias bergarter, og blir plugget og forlatt.
Water depth at the site is 111 metres.
Havdypet er 111 meter.
The wells were drilled by the Bredford Dolphin drilling facility, which will now drill the next appraisal well on the discovery, 16/2-11.
Brønnene ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin, som nå skal bore neste avgrensningsbrønn, 16/2-11, på funnet.
The wells were drilled in the southern part of the North Sea about 20 kilometres north of the Ekofisk field.
Brønnene er boret i den sørlige delen av Nordsjøen om lag 20 kilometer nord for Ekofiskfeltet.
The purpose of well 2/4-21 was to prove petroleum in upper Jurassic sandstone in the Farsund formation.
Hensikten med brønn 2/4-21 var å påvise petroleum i øvre jura sandstein i Farsundformasjonen.
The well proved gas/condensate in a 48-metre gross column with reservoir rocks of good quality as expected.
Brønnen påviste gass/kondensat i en 48 meter brutto kolonne med reservoarbergarter av god kvalitet som forventet.
The purpose of sidetrack 2/4-21 A was to delineate the discovery by proving the gas/water contact and confirming the scope of the reservoir.
Hensikten med sidesteget 2/4-21 A var å avgrense funnet ved å påvise gass/vann-kontakten og bekrefte reservoarutbredelsen.
In this well, petroleum was proven in a gross column of 70 metres.
I denne brønnen ble det påvist petroleum i en 70 meter brutto kolonne.
Preliminary estimates of the size of the discovery are between 11 and 32 million standard cubic metres of recoverable oil equivalents.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 11 og 32 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter utvinnbart.
None of the wells were formation tested, but extensive data acquisition and sampling have been carried out.
Ingen av brønnene er formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The wells were drilled under high temperatures and high pressure.
Brønnene er boret under høy temperatur og høyt trykk.
Consideration is now being given to drilling appraisal wells on the discovery and also drilling other prospects in the area.
Det blir nå vurdert å bore avgrensningsbrønner på funnet og også boring av andre prospekter i området.
Well 2/4-21 was drilled to a vertical depth of 5344 metres below the sea surface and was terminated in the Late Jurassic.
Brønn 2/4-21 ble boret til et vertikalt dyp av 5344 meter under havflaten og avsluttet i sen jura alder.
Appraisal well 2/4-21 A was drilled to a vertical depth of 5237 metres below the sea surface.
Avgrensningsbrønn 2/4-21 A ble boret til et vertikalt dyp av 5237 meter under havflaten.
Water depth at the site is 67 metres.
Havdypet er 67 meter.
Wells 2/4-21 and 2/4-21 A were drilled by the Maersk Gallant drilling facility which will now be taken over by ConocoPhillips Skandinavia AS to carry out plugging operations in production licence 018 near the Ekofisk field.
Brønn 2/4-21 og 2/4-21 A ble boret av boreinnretningen Maersk Gallant som nå skal overtas av ConocoPhillips Skandinavia AS for å utføre pluggeoperasjoner i utvinningstillatelse 018 nær Ekofiskfeltet.
Links to NPD's Factpages
Lenker til ODs faktasider:
Production licence 146
Utvinningstillatelse 146
Production licence 333
Utvinningstillatelse 333
The well is being drilled in the central part of the North Sea, about 20 km southeast of the Frøy field and 37 km northeast of the Heimdal field.
Brønnen er boret i midtre del av Nordsjøen om lag 20 kilometer sørøst for Frøyfeltet og 37 kilometer nordøst for Heimdalfeltet.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Paleocene reservoir rocks (the Hermod formation).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i paleocen reservoarbergarter (Hermodformasjonen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Brent group).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Brentgruppen).
The well encountered reservoir rocks with good reservoir quality, as expected.
Brønnen påtraff reservoarbergartene med god reservoarkvalitet, som forventet.
Data acquisition and sampling have been carried out, but both levels are water-bearing and the well has been classified as dry.
Det er utført datainnsamling og prøvetaking, men begge nivåene er vannførende og brønnen er klassifisert som tørr.
Wildcat well 25/6-4 S was drilled to a vertical depth of 2738 metres below the sea surface, and was terminated in Middle Jurassic rocks (the Dunlin group).
Undersøkelsesbrønn 25/6-4 S ble boret til et vertikalt dyp på 2738 meter under havflaten og avsluttet i midtre jura bergarter (Dunlingruppen).
Water depth at the site is 114 metres.
Havdypet er 114 meter.
The well was drilled by the Songa Delta drilling facility, which will proceed to production licence 418 in the northern part of the North Sea to drill wildcat well 35/9-7, where Wintershall Norge ASA is the operator.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Songa Delta, som skal til utvinningstillatelse 418 i nordlige del av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 35/9-7 der Wintershall Norge ASA er operatør.
The primary target was to prove petroleum in Late Cretaceous chalk rocks (Shetland group).
Primært mål var å påvise petroleum i krittbergarter av senkritt alder (Shetlandsgruppen).
The well encountered reservoir rocks as expected in the Shetland group.
Brønnen påtraff reservoarbergarter som forventet i Shetlandsgruppen.
The reservoir rocks were poorer than expected.
Reservoarbergartene var dårligere enn forventet.
The well was drilled to a vertical depth of 2619 metres below the sea surface and was terminated in the Hidra formation in Upper Cretaceous.
Brønnen ble boret til et vertikalt av dyp av 2619 meter under havflaten og ble avsluttet i Hidraformasjonen i øvre kritt.
Water depth is 69 metres.
Havdypet er 69 meter.
Well 2/8-18 S was drilled by the Maersk Guardian drilling facility which will now proceed to production licence 356 in the southern part of the North Sea to drill wildcat well 3/4-2 S where Det norske oljeselskap ASA is the operator.
Brønn 2/8-18 S ble boret av boreinnretningen Maersk Guardian som nå skal til utvinningstillatelse 356 i den sørlige delen av Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 3/4-2 S der Det norske oljeselskap ASA er operatør.
The well was drilled under the Oseberg field, between the Oseberg A and Oseberg C platforms.
Brønnen er boret under Osebergfeltet, mellom Oseberg A og Oseberg C plattformene.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Triassic reservoir rocks (the Hegre group).
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter i trias (Hegregruppen).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Lower Jurassic reservoir rocks (the Statfjord formation).
Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre jura reservoarbergarter (Statfjordformasjonen).
In the primary exploration target, the Hegre group was water-filled, while a thin oil column was encountered in the secondary exploration target in the Statfjord formation, with reservoir rocks and reservoir quality as expected.
I det primære letemålet er Hegregruppen vannfylt, mens en tynn oljekolonne ble påtruffet i det sekundære letemålet i Statfjordformasjonen, med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet.
Preliminary estimates place the size of the discovery at between 2 and 3 million Sm3 of recoverable oil.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 2 og 3 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The licensees will evaluate the discovery together with other discoveries in the area with a view to potential development.
Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn i området med hensyn til en mulig utvikling.
The well was drilled to a vertical depth of 3806 metres below the sea surface, and terminated in the Teist formation in the Lower Triassic.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3806 meter under havflaten og avsluttet i Teistformasjonen i nedre trias.
Well 30/6-28 S was drilled by the COSL Pioneer drilling facility, which will now drill a production well on the Glitne field, where Statoil Petroleum AS is the operator.
Brønn 30/6-28 S ble boret av boreinnretningen COSL Pioneer, som nå skal bore en produksjonsbrønn på Glitnefeltet, der Statoil Petroleum AS er operatør.
One of the new features is the interactive map on the front page.
Noe av det som er nytt er det interaktive kartet på forsiden.
This map shows active exploration wells and allows the user to access information by mousing over the map.
Det viser aktive letebrønner og brukeren kan raskt skaffe seg oversikt ved å føre musen over kartet.
The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) has a huge database and large amounts of interesting information, which is now available in a better system.
Oljedirektoratet besitter en stor database og mye etterspurt informasjon er nå satt enda bedre i system.
Guidelines are available for several of the functions.
Det er lagt ut veiledninger til flere av funksjonene.
The search function has also been improved.
Søkefunksjonen er også forbedret.
For example, the search engine suggests relevant or popular search words as the user types in the search field.
Blant annet så foreslår søkemotoren ord som er relevante eller mye søkt etter når brukeren skriver inn i søkefeltet.
Important information for users who subscribe to news: Please note that all users must re-register.
For de brukerne som står som abonnenter på nyheter så er det viktig å merke seg at de må registere seg på nytt.
Subscriptions will NOT be automatically transferred.
Abonnementet blir IKKE automatisk overført.
The new scheme allows subscriptions in the following categories:
Den nye ordningen gjør det mulig å abonnere på følgende kategorier:
Results of exploration drilling
Resultat av leteboring
Drilling permits
Boretillatelser
Production figures
Produksjonstall
Other news
Andre nyheter
News from the NPD is also available as RSS feed.
I tillegg er det nå mulig å få nyheter fra Oljedirektoratet som RSS-feed.
On our theme pages you will find a list of nine different categories, such as Improved recovery, Production licences, Resource accounts and analyses, and six other topics.
På temasidene har vi listet opp ni ulike kategorier, eksempelvis Økt utvinning, utvinningstillatelser, ressursregnskap og analyser og seks andre tema.
In the right-hand column you will find relevant information about the topics, providing users with a clear and easy-to-use summary.
I høyre spaltene ligger relevant informasjon om temaene som skal gjøre det lettere for brukeren raskt å skaffe seg oversikt.
Most of the contents are available in both Norwegian and English versions.
Det aller meste av innholdet finnes i både norsk og engelsk versjon.
The previous website has been running since 2001.
Det forrige nettstedet har vært i drift siden 2001.
The new website has been developed in cooperation with Ergo using an Epi-server publication solution.
Det nye nettstedet er utviklet i samarbeid med ErgoGroup og vi bruker publiseringsløsningen EPiServer CMS.
We welcome your comments and feedback.
Vi imøteser kommentarer og innspill.
Please send comments to web coordinator Øystein Leiknes Nag or editor Bente Bergøy Miljeteig.
Disse kan sendes til nettkoordinator Øystein Leiknes Nag eller redaktør Bente Bergøy Miljeteig.
The preliminary accounts for 2003 show a shelf characterized by heavy investments, several new discoveries, an increase in total reserves and record-breaking production.
Det foreløpige regnskapet for 2003 viser en sokkel preget av høyt investeringsnivå, flere nye funn, økning i totale ressurser og rekordhøy petroleumsproduksjon.
11 new discoveries Last year, 22 exploration wells were spudded, which is seven more than the companies had reported to the NPD at the beginning of the year.
11 nye funn Det ble i fjor påbegynt 22 letebrønner.
Eleven new discoveries were made on the Norwegian continental shelf, seven in the North Sea and four in the Norwegian Sea.
Det ble gjort 11 nye funn på norsk kontinentalsokkel, sju i Nordsjøen og fire i Norskehavet.
A preliminary evaluation of the discoveries shows that in 2003, about 50 percent of our production was replaced by new discoveries.
En foreløpig vurdering av funnene viser at i 2003 er ca 50 prosent av produksjonen erstattet gjennom nye funn.
In 2004 , exploration activity is expected to be around 20-25 exploration wells, or approximately the same level as in 2003.
I 2004 forventes leteaktiviteten å ligge rundt 20-25 letebrønner, altså i samme størrelsesorden som for år 2003.
These figures include a drilling campaign in the Barents Sea.
I dette tallet er det inkludert en borekampanje i Barentshavet.
30 new production licenses A total of 30 new production licenses were awarded on the Norwegian continental shelf in 2003; 11 in the North Sea award 2002 (NST 2002) and 19 in predefined areas in the North Sea and the Norwegian Sea (TFO 2003).
30 nye utvinningstillatelser Det ble i 2003 tildelt i alt 30 nye utvinningstillatelser på norsk kontinentalsokkel; 11 i Nordsjøtildelingen 2002 (NST 2002) og 19 i forhåndsdefinerte områder i Nordsjøen og Norskehavet (TFO 2003).
In December, the authorities announced the 18th licensing round with awards scheduled for the second quarter of 2004.
I desember lyste myndighetene ut 18. konsesjonsrunde med forventet tildeling i andre kvartal i år.
In terms of acreage, this is the largest conventional announcement on the Norwegian continental shelf since the 1st licensing round in 1965.
Dette er arealmessig den største konvensjonelle utlysningen på norsk kontinentalsokkel siden 1. konsesjonsrunde i 1965.
2003 is thus a record-breaking year as regards the acreage made available.
2003 er således et rekordår i forhold til utlyst areal.
Increased production Petroleum production on the Norwegian shelf reached new heights in 2003.
Økt produksjon Petroleumsproduksjonen på norsk sokkel nådde en ny topp i 2003.
A total of 262 million Sm3 oil equivalents were produced - this is 3 million more than in the previous peak year 2002.
Det ble produsert i alt 262 millioner Sm3 oljeekvivalenter ? dette er 3 millioner mer enn i rekordåret 2002.
In 2004, petroleum production is expected to remain at about the same level as in 2003.
Petroleumsproduksjonen forventes i 2004 å ligge på samme nivå som i 2003.
Production in the next five-year period is expected to be higher than production in the five-year period 1999 ?
Produksjonen i neste fem-årsperiode forventes å ligge over produkjonen i femårs-perioden 1999 ?
2003.
2003.
This increase is the result of higher gas sales.
Økningen skyldes at salget av gass øker.
Three new fields have started producing in 2003; Fram, Grane and Mikkel.
Tre nye felt er satt i produksjon i 2003; Fram, Grane og Mikkel.
In 2004, another two fields will start production; Kvitebjørn and Skirne.
I 2004 forventes det at ytterligere to nye felt settes i produksjon; Kvitebjørn og Skirne.
Higher investment level Investments in 2003 amounted to about NOK 62 billion - excluding exploration costs.
Økning i investeringsnivået Investeringene for 2003 ble ca 62 milliarder kroner ? eksklusive letekostnader.
This is NOK 10 billion more than in 2002.
Dette er 10 milliarder mer enn i 2002.
An increase in investments is expected in the period 2004 ?
Det er forventet en økning i investeringene i perioden 2004 ?
2008 as compared with the previous five-year period.
2008 sammenlignet med forrige 5-årsperiode.
Estimated investments for the period are nearly NOK 300 billion.
Estimerte investeringer i perioden ligger på nær 300 milliarder kroner.
Increase in total resources The preliminary resource accounts as of 31 December 2003 show an increase in the total resources on the Norwegian continental shelf from 12.8 to 12.9 billion Sm3 o.e.
Økning i totale ressurser Det foreløpige ressursregnskapet per 31.12.2003 viser en økning i de totale ressursene på norsk kontinentalsokkel fra 12,8 til 12,9 milliarder Sm3 o.e.
The increase is attributed both to the growth of reserves in existing discoveries, as well as new discoveries.
Økningen tilskrives både tilvekst av reserver i eksisterende felt samt nye funn.
2002 on the oil and gas activities, the authorities advocate bringing new players on to the Norwegian shelf.
2002 om olje- og gassvirksomheten, tar myndighetene til ordet for å få inn nye aktører på norsk sokkel.
However, demands are made of new operators and licensees, both as regards financial strength, capacity and competence to safeguard the applicable requirements relating to resource management and health, safety and the environment, through a prequalification scheme.
Det stilles imidlertid krav til nye operatører og rettighetshavere, både med hensyn til finansiell styrke, kapasitet og kompetanse til å ivareta gjeldende krav til ressursforvaltning og helse, miljø og sikkerhet gjennom en prekvalifiseringsordning.
Nine companies were prequalified in 2003, three as licensees and six as operators.
I 2003 ble 9 selskap prekvalifisert, 3 som rettighetshavere og 6 som operatører.
Six of these companies were awarded blocks in TFO 2003 ? predefined areas.
6 av disse selskapene ble tildelt blokker i TFO 2003 ? forhåndsdefinerte områder.