natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The purpose was to map whether the Johansen formation at Troll is suitable for permanent storage of carbon dioxide (CO2), as well as to find out where injection wells for carbon dioxide should be placed.
Hensikten var å kartlegge om Johansenformasjonen ved Troll egner seg for permanent lagring av karbondioksid (CO2), samt å finne ut hvor injeksjonsbrønner for karbondioksid bør plasseres.
Gassnova has now received an exploration licence covering the acquisition of seismic data south of the area covered by the seismic data from 2008.
Gassnova har nå fått en undersøkelsestillatelse som omfatter innsamling av seismikk sør for området som er dekket av seismikken fra 2008.
The enterprise wants to gather more knowledge about the area as regards the possible placement of a well.
Foretaket ønsker å få mer kunnskap omområdet hvor det kan være aktuelt å bore en brønn.
The acquisition activity started on 9 June.
Innsamlingen startet 9. juni.
During the course of the petroleum activities throughout the years, significant amounts of data have been collected regarding the Johansen formation.
I forbindelse med petroleumsvirksomheten er det i årenes løp samlet inn betydelige mengder seismiske data over Johansenformasjonen.
This material forms the basis for the study work that has already been carried out with the view towards identifying suitable storage locations for CO2 in the area.
Dette materialet er grunnlaget for utredningsarbeidet som alt er gjennomført for med sikte på å finne egnede lagringsplasser for CO2 i området.
The NPD has received several enquiries requesting a longer deadline for comments.
Oljedirektoratet har mottatt flere henvendelser hvor det anmodes om lengre høringsfrist.
The new deadline is therefore set at 4 October 2010.
Ny frist settes derfor til mandag 4. oktober 2010.
Reporting geo data – hearing
Les høringsforslag.
In the recently published report Offshore wind – proposed areas for further studies the sea areas along the Norwegian coast have been mapped to find areas suitable for offshore wind farms.
I den nylig framlagte rapporten Havvind – forslag til utredningsområder er havområdene langs Norskekysten kartlagt for å finne områder som er egnet for vindturbinparker til havs.
The report concludes that there are 15 areas along the entire coast which may be suitable for wind turbines, both floating and resting on the seabed.
Rapporten konkluderer med 15 områder langs hele kysten som kan være egnet for bunnfaste og flytende havvindturbiner.
Several interests have been taken into account when choosing the locations: environment, fisheries, seabirds, shipping, aviation, defence and petroleum.
Som en del av grunnlaget for de valgte stedene, er det tatt hensyn til flere interesser: miljø, fiskeri, sjøfugl, skipsfart, luftfart , forsvar og petroleum.
The group has consisted of representatives from the Directorate for Nature Management, the Directorate of Fisheries, the National Coastal Administration, NVE and the Norwegian Petroleum Directorate.
Gruppen har bestått av Direktoratet for naturforvaltning, Fiskeridirektoratet, Kystverket, NVE og Oljedirektoratet.
”The work has resulted in a large and thorough report.
”Det er blitt en stor og grundig rapport.
The Norwegian Petroleum Directorate is pleased that a thorough job of designating areas for potential future offshore wind power has taken place so early in the process,” says Director General Bente Nyland.
Oljedirektoratet er glad for at det så tidlig i prosessen er gjort en slik grundig jobb med arealutvelgelse for mulig framtidig havbasert vindkraft,” sier oljedirektør Bente Nyland.
She points out that the Marine Energy Act, adopted this year, has been based on a template from the Petroleum Act as regards awarding areas.
Hun peker på at den nye Havenergiloven, vedtatt i år, er bygd opp etter mønster av Petroleumsloven når det gjelder tildeling av areal.
Nyland believes this system for awarding licenses on the shelf has been thoroughly tried and tested and that it can contribute to the various industries existing side by side without conflict.
Nyland mener dette systemet for konsesjonstildelinger på sokkelen er gjennomarbeidet og godt, og at det kan bidra til at næringene kan leve side om side.
The petroleum activities use large Norwegian offshore areas.
Petroleumsvirksomheten er en stor bruker av norske havområder.
The location of wind farms must take into account discoveries, facilities, pipelines, safety zones, helicopter traffic and prospecting areas, i.e. the possibility of discoveries in both opened and unopened areas.
Plassering av vindturbinparker må ta hensyn til funn, innretninger, rørledninger, sikkerhetssoner, helikoptertrafikk og prospektivt areal, altså mulighetene for framtidige funn både i åpnet og uåpnet område.
Arne Holhjem, director of environment and energy in the Norwegian Petroleum Directorate, emphasises that if commercially viable oil and gas discoveries are made in areas where wind farms may be located, the challenge will be to find solutions that will enable both future wind farms and oil or gas fields: "These are large areas with room for both activities.
Arne Holhjem, direktør for miljø og energi i Oljedirektoratet understreker at dersom det skulle vise seg å være fremtidige drivverdige olje- og gassfunn i områder der det også kan tenkes å plasseres vindparker, er det snakk om å finne fram til løsninger som passer både for en framtidig vindpark og et framtidig olje- eller gassfelt: ”Dette dreier seg om store områder med plass for begge aktiviteter.
We are talking about co-existence.”
Her er det snakk om sameksistens.”
The report also describes the opportunity to connect wind turbines with petroleum facilities on the Norwegian continental shelf.
Rapporten beskriver også muligheten for å knytte vindturbiner opp mot petroleumsinnretninger på norsk kontinentalsokkel.
The report concludes that this is most efficient if the wind power is connected to power cables from land, so that the facilities can receive electricity from shore when there is too little wind.
Rapporten konkluderer med at dette er mest effektivt dersom vindkraften kobles sammen med kraftkabler fra land, hvor innretningene kan få strøm fra land når det ikke er tilstrekkelig vind.
Without power cables to land, wind turbines must be combined with gas turbines on the platforms to adjust for wind power production fluctuations.
Uten kraftkabel til land må vindturbiner kombineres med gassturbiner på plattformene som kan justere for variasjoner i vindkraftproduksjonen.
In practice, this means that the gas turbines must be run non-stop.
I praksis betyr det at gassturbinene må være i gang hele tiden.
This is a costly solution and the CO2 reduction will be relatively small.
Dette er en kostbar løsning og CO2-reduksjonen blir relativt liten.
Report link (MPE web site)
Lenke til rapporten (OEDs hjemmeside)
Director of Exploration Sissel Eriksen in the Norwegian Petroleum Directorate is very pleased that companies still consider the Norwegian Sea and the Barents Sea to be interesting exploration areas.
Leitedirektør Sissel Eriksen i Oljedirektoratet er svært godt nøgd med at selskapa framleis vurderer Norskehavet og Barentshavet som interessante leiteområde.
“The interest shown by the companies illustrates that new exploration acreage on the Norwegian shelf is still competitive, also in an international perspective,” says Eriksen.
- Pågangen frå selskapa viser at nye leiteområde på norsk sokkel er konkurransedyktige også i eit internasjonalt perspektiv, seier Eriksen.
The announced area is somewhat larger than in the 20th licensing round.
Utlyst areal er noko større enn i 20. konsesjonsrunde.
These 37 companies have applied for production licences, individually or in groups:
Desse 37 selskapa har søkt om utvinningsløyve, enkeltvis eller i grupper:
A/S Norske Shell
A/S Norske Shell
Bridge Energy Norge AS
Bridge Energy Norge AS
Centrica Resources (Norge) AS
Centrica Resources (Norge) AS
Concedo ASA
Concedo ASA
ConocoPhillips Scandinavia AS
ConocoPhillips Scandinavia AS
Dana Petroleum Norway AS
Dana Petroleum Norway AS
Det norske oljeselskap ASA
Det norske oljeselskap ASA
Edison International Spa
Edison International Spa
Faroe Petroleum Norge AS
Faroe Petroleum Norge AS
Front Exploration AS
Front Exploration AS
GDF SUEZ E&P Norge AS
GDF SUEZ E&P Norge AS
Lotos Exploration and Production Norge AS
Lotos Exploration and Production Norge AS
Maersk Oil Norway AS
Maersk Oil Norway AS
Marathon Petroleum Norge AS
Marathon Petroleum Norge AS
Nexen Exploration Norge AS
Nexen Exploration Norge AS
Norwegian Energy Company AS
Norwegian Energy Company AS
North Energy ASA
North Energy ASA
OMV (Norge) AS
OMV (Norge) AS
Repsol Exploration Norge AS
Repsol Exploration Norge AS
Rocksource ASA
Rocksource ASA
Sagex Petroleum Norge AS
Sagex Petroleum Norge AS
Spring Energy Norway AS
Spring Energy Norway AS
VNG Norge AS
VNG Norge AS
“The work of evaluating the applications starts now.
- No startar arbeidet med å vurdere søknadane.
The NPD strives to find the best strategy for exploring areas, and therefore looks for companies with the best knowledge and the best applications,” says Eriksen.
Oljedirektoratet søker å finne den beste strategien for utforsking av områda, og er derfor på jakt etter selskapa med den beste kunnskapen og dei beste søknadane, seier Eriksen.
Companies that are awarded production licences must have technical expertise and a sound understanding of geology.
- Selskap som får utvinningsløyve må ha teknisk ekspertise og god geologisk forståing.
Emphasis is also placed on financial strength and experience.
I tillegg vert det lagt vekt på finansiell styrke og erfaring.
“In the case of group applications, we look at the composition of the group, the recommended operator and joint expertise,” Eriksen says.
Ved gruppesøknad ser ein på samansetjinga av gruppa, tilrådd operatør og felles kompetanse.
Companies could apply for production licences in a total of 94 blocks or parts of blocks.
Til saman kunne selskapa søke om utvinningsløyve for 94 blokker eller deler av blokker.
Fishery and environmental conditions are linked to the various blocks.
Det er knytt fiskeri- og miljøvilkår til blokkene.
The NPD itself has mapped all of the announced blocks.
Oljedirektoratet har sjølv kartlagt alle dei utlyste blokkene.
The Ministry of Petroleum and Energy plans to award new production licences in the 21st licensing round in the spring of 2011.
Olje- og energidepartementet tek sikte på å tildele nye utvinningsløyve i 21. konsesjonsrunde våren 2011.
Applications in previous rounds 17th licensing round: 13 companies 18th licensing round: 18 companies 19th licensing round: 24 companies 20th licensing round: 46 companies
Søknad i tidlegare rundar 17. konsesjonsrunde: 13 selskap 18. konsesjonsrunde: 18 selskap 19. konsesjonsrunde: 24 selskap 20. konsesjonsrunde: 46 selskap
Contact in the NPD Eldbjørg Vaage Melberg, tel.: +47 51 87 61 00
Kontaktperson i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, telefon 51 87 61 00
During the same period last year, 33 exploration wells were drilled.
I samme periode i fjor ble det boret 33 letebrønner.
19 of the 25 are wildcat wells (new prospects) and six are appraisal wells (for delineation of earlier discoveries).
19 av de 25 er undersøkelsesbrønner (nye prospekt) og 6 er avgrensningsbrønner (for avgrensing av tidligere funn).
Nine discoveries were made during the first half of 2010 – five in the North Sea and four in the Norwegian Sea.
I første halvår ble det gjort ni funn – fem i Nordsjøen og fire i Norskehavet.
Discoveries in the North Sea
Funn i Nordsjøen
Four of the discoveries in the North Sea were made north of the Snorre field in the northern part of the North Sea, while one discovery was made at the Frigg field in the central part of the North Sea.
Fire av funnene i Nordsjøen er gjort nord for Snorrefeltet i den nordlige delen av Nordsjøen, mens det ble gjort ett funn ved Friggfeltet i den midre delen av Norsjøen.
In production licence 374 S (awarded in APA 2005), the PetroCanada-operated well 34/4-11 proved oil.
I utvinningstillatelse 374 S (tildelt i TFO 2005) påviste den PetroCanada-opererte brønnen 34/4-11 olje.
The drilling activity was completed on 10 January.
Boringen ble avsluttet 10. januar.
The discovery is the largest in Jurassic rock in the North Sea in 2010, and the recoverable resources have been estimated at 6-40 million standard cubic metres (Sm3) of oil.
Funnet er det største i jura i Nordsjøen i år, utvinnbare ressurser er anslått til 6-40 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje.
The licensees plan to drill an appraisal well late in 2010.
Rettighetshaverne planlegger å bore en avgrensningsbrønn seint i 2010.
In production licence 374 S (APA 2005), BG Norge made a minor oil discovery.
I utvinningstillatelse 374 S (TFO 2005) gjorde BG Norge et mindre oljefunn.
The well, 34/5-1 S (Blåbær), was completed on 16 March.
Brønnen, 34/5-1 S (Blåbær), ble avsluttet 16. mars.
The discovery was delineated with a negative result with well 35/5-1 A.
Funnet ble avgrenset med et negativt resultat med brønn 35/5-1 A.
In production licence 057, Statoil made a minor oil discovery with well 34/4-12 S (Omega Nord).
I utvinningstillatelse 057 gjorde Statoil et mindre oljefunn med brønnen 34/4-12 S (Omega Nord).
The well was completed on 25 January.
Brønnen ble avsluttet 25. januar.
In production licence 057, Statoil made an oil discovery with exploration well 34/4-12 A (Lower Lunde).
I utvinningstillatelse 057 gjorde Statoil et oljefunn med letebrønnen 34/4-12 A (Lower Lunde).
The recoverable resources are estimated at 1-3 million Sm3 of oil.
De utvinnbare ressursene er beregnet til 1-3 millioner Sm3 olje.
The well was completed on 19 February.
Brønnen ble avsluttet 19. februar.
In production licence 460 (APA 2006), Det norske made an oil discovery with exploration well 25/1-11, 11 A (Storklakken).
I utvinningstillatelse 460 (TFO 2006) gjorde Det norske et oljefunn med letebrønnene 25/1-11, 11 A (Storklakken).
The recoverable reserves have been estimated at 1-2 million Sm3 of oil.
Utvinnbare ressurser er beregnet til 1-2 millioner Sm3 olje.
The well was completed on 1 May.
Brønnen ble avsluttet 1. mai.
Two appraisal wells with positive results were drilled during the first half of 2010.
Det er boret to avgrensningsbrønner med positive resultater i første halvår 2010.
Well 16/1-11, operated by Det norske in the central part of the North Sea, has delineated discovery 16/1-9 (Draupne).
16/1-11 operert av Det norske i den midtre delen av Nordsjøen, har avgrenset funnet 16/1-9 (Draupne).
Draupne was proven in 2008.
Draupne ble påvist i 2008.
The resource estimate has been adjusted upwards to between 13.7 and 18.1 million Sm3 of oil and has given the discovery new impetus as regards development.
Ressursanslaget er oppjustert til mellom 13,7 og 18,1 millioner Sm3 olje og har gitt funnet vind i seilene med tanke på utbygging.
The Draupne discovery is near the Luno discovery, operated by Lundin.
Draupnefunnet ligger i nærheten av Lunofunnet, som opereres av Lundin.
Luno was delineated by well 16/1-13 (completed on 22 January).
Luno ble avgrenset av brønn 16/1-13 (avsluttet 22. januar).
The resource estimate after the Luno well is 15 million Sm3 of recoverable oil.
Ressursanslaget etter brønnenpå Luno er 15 millioner Sm3 utvinnbar olje.
The results from the well are encouraging.
Resultatene fra denne brønnen er oppmuntrende.
Draupne and Luno are located in one of the most exciting exploration areas on the Norwegian shelf in recent years, not far from the Ragnarrock, Ermintrude and Dagny discoveries.
Draupne og Luno ligger i ett av de mest spennende leteområdene på norsk sokkel de siste årene, ikke langt fra funnene Ragnarrock, Ermintrude og Dagny.
Lundin plans to drill two wells near Luno in the near future.
Lundin planlegger å bore to brønner i nærheten av Luno i nær framtid.
The drilling of 16/2-6 will start in July, and the drilling of 16/1-14 will start in August.
I juli begynner boringen av 16/2-6, og i august begynner boringen av 16/1-14.
The wells will be drilled in production licence 501 and production licence 338, respectively.
Brønnene bores i hhv utvinningstillatelsene 501 og 338.
Discoveries in the Norwegian Sea
Funn i Norskehavet
Four discoveries were made in the Norwegian Sea in the first half of 2010, all close to existing infrastructure.
I Norskehavet er det gjort fire funn i første halvår, alle i nærheten av infrastruktur.
Statoil discovered oil and gas with exploration well 6608/10-14 S (Fossekall near the Norne field) in production licence 128.
I utvinningstillatelse 128 fant Statoil olje og gass med letebrønn 6608/10-14 S (Fossekall ved Nornefeltet).
The recoverable resources were estimated at 1-3 billion Sm3 of gas and 6-10 million Sm3 of oil.
Utvinnbare ressurser er anslått til 1-3 milliarder Sm3 gass og 6-10 millioner Sm3 olje.
The well was completed on 1 April.
Brønnen ble avsluttet 1. april.
In production licence 433, Centrica found hydrocarbons with exploration well 6506/9-2 (Fogelberg, north in the Åsgard area).
I utvinningstillatelse 433 fant Centrica hydrokarboner med letebrønn 6506/9-2 (Fogelberg, nord i Åsgardområdet).
The recoverable reserves have been estimated at 3-15 million Sm3 of oil equivalents (o.e.).
Utvinnbare ressurser er anslått til 3-15 millioner Sm3 oljeekvivalenter (o.e.).
The well was completed on 28 April.
Brønnen ble avsluttet 28. april.
In production licence 473, Statoil made a discovery with exploration well 6407/26 (near the Mikkel field, in Jurassic rock).
I utvinningstillatelse 473 gjorde Statoil et funn med letebrønn 6407/26 (i nærheten av Mikkelfeltet, i jura).
The recoverable resources have been estimated at 2-4 million Sm3 o.e.
Utvinnbare ressurser er beregnet til 2-4 millioner Sm3 o.e.
The well was completed on 14 May.
Brønnen ble avsluttet 14. mai
In production licence 212, BP Norge proved hydrocarbons with exploration well 6507/5-6 S (the Lysing formation near the Skarv field).
I utvinningstillatelse 212 påviste BP Norge hydrokarboner med letebrønn 6507/5-6 S (Lysingformasjonen ved Skarvfeltet).
The size of the discovery was estimated at 1.6-3 million Sm3 of condensate and 8-14 billion Sm3 of gas.
Størrelsen på funnet er anslått til 1,6-3 millioner Sm3 kondensat og 8-14 milliarder Sm3 gass.
The well was completed on 10 June.
Brønnen ble avsluttet 10. juni.
The discovery represents interesting additional resources in Skarv, which is under development.
Funnet representerer interessante tilleggsressurser til Skarv, som er under utbygging.
Ongoing drilling activity
Pågående boringer
At the end of the first half of 2010, seven exploration wells were being drilled – four in the North Sea and three in the Norwegian Sea.
Ved utgangen av første halvår pågikk det boring av sju letebrønner – fire i Nordsjøen og tre i Norskehavet.
In deep water (1354 metres) in production licence 326 in the Norwegian Sea, Shell is drilling appraisal well 6604/10-1 on the Gro discovery, proven in 2009.
På dypt vann (1354 meter) i utvinningstillatelse 326 i Norskehavet borer Shell avgrensningsbrønn 6604/10-1 på Grofunnet påvist i 2009.
It is expected that the well will reach the reservoir in July.
Det forventes at brønnen er i reservoaret i juli.
The Dalsnuten prospect (production licence 392) will be drilled after the Gro well.
Etter Gro-brønnen skal prospektet Dalsnuten (utvinningstillatelse 392) bores.
Dalsnuten is also operated by Shell, and the prospect lies in the same area in deep water.
Også Dalsnuten opereres av Shell, og prospektet ligger i samme område med dypt vann.
The drilling facility Aker Barents is used on both Gro and Dalsnuten.
På både Gro og Dalsnuten brukes boreinnretningen Aker Barents.
In addition, two wildcat wells are being drilled in the Åsgard area by Wintershall and RWE Dea Norge, respectively.
I tillegg bores det to undersøkelsesbrønner i Åsgardområdet av henholdsvis Wintershall og RWE Dea Norge.
Four exploration wells are being drilled in the North Sea.
I Nordsjøen bores det fire letebrønner.
Wildcat well 15/3-9 (Brynhild in production licence 187, close to the Gudrun field) is operated by Statoil.
Undersøkelsesbrønn 15/3-9 (Brynhild i utvinningstillatelse 187, like ved Gudrunfeltet) opereres av Statoil.
The well, which has exploration targets in Jurassic rock, will soon reach the reservoir.
Brønnen, som har letemål i jura, er snart i reservoaret.
ConocoPhillips is drilling wildcat well 8/10-3 just north of the Ekofisk area.
Like nord for Ekofiskområdet borer ConocoPhillips undersøkelsebrønn 8/10-3.
The well is being drilled in the Megeladon prospect at a depth of 5340 metres.
Brønnen bores på Megeladonprospektet på et dyp av 5340 meter.
The well, which is scheduled for completion in December, is important for the further exploration of the deep exploration targets in the southern North Sea.
Brønnen, som etter planen skal avsluttes i desember, er viktig for videre utforskning av de dype letemålene i sørlige nordsjø.
West of Ula, BG Norge is in the process of completing well 1/3-12 S in the Mandarin prospect.
Vest for Ula er BG Norge er i ferd med å avslutte brønn 1/3-12 S på prospektet Mandarin.
This is the deepest well ever drilled on the Norwegian shelf (more than 5900 m deep).
Dette er den dypeste brønnen som er boret på norsk sokkel( over 5900 m dyp).
The Barents Sea
Barentshavet
There has been no exploration activity in the Barents Sea so far in 2010.
I Barentshavet har det ikke vært leteaktivitet hittil i år.
The drilling facility Polar Pioneer will start a drilling campaign in the north in October.
I oktober starter boreinnretningen Polar Pioneer en borekampanje i nord.
The first well will be drilled in the Skrugard prospect, west of Lopphøgda, in production licence 532.
Første brønn bores på Skrugardprospektet, vest for Lopphøgda, i utvinningstillatelse 532.
The well is operated by Statoil.
Brønnen opereres av Statoil.
This was a popular area in the 20th Licensing Round.
Dette var et populært område i 20. konsesjonsrunde.
Eni will then drill two exploration wells - one in the Alke area (production licence 489, awarded in APA 2008), and one in production licence 533 west of Lopphøgda, awarded in the 20th Licensing Round.
Eni skal så bore to letebrønner - en i Alkeområdet (utvinningstillatelse 489, tildelt i TFO 2008) og en i utvinningstillatelse 533 vest for Lopphøgda, tildelt i 20. konsesjonsrunde.
The NPD's forecast of 40 to 50 exploration wells spudded in 2010 seems to hold true, although the drilling programs so far are not coming in at the same pace as last year.
ODs prognose om at mellom 40 og 50 letebrønner vil bli påbegynt i 2010 ser ut til å holde, selv om boreprogrammene ikke kommer inn i samme tempo som i fjor til nå.
One cause of this is Statoil's reduction in exploration activity compared with 2009.
En årsak er at Statoil har redusert leteaktiviteten i forhold til i 2009.
Plans for development and operation - 2010
Planer for utbygging og drift - 2010
Four plans for development and operation (PDO) have been submitted in the first half of 2010 for the Norwegian shelf.
I første halvår 2010 er det levert inn fire planer for utbygging og drift (PUD) på norsk sokkel.
The Norwegian Petroleum Directorate expects that two or three PDOs will be submitted in the second half of the year.
Oljedirektoratet forventer at det leveres to – tre PUD-er til i andre halvår.
This is approximately in line with the NPD's estimates at the beginning of the year.
Dette er omtrent i tråd med ODs anslag ved årsskiftet.
The operating company Statoil has submitted a PDO for 15/3-1 S Gudrun and 15/3-4 Sigrun.
Operatøren Statoil har levert PUD for 15/3-1 S Gudrun og 15/3-4 Sigrun.
The licensees plan to develop Gudrun with a platform connected to Sleipner.
Rettighetshaverne legger opp til at Gudrun bygges ut med en plattform som knyttes til Sleipner.
According to the plan, Sigrun will be a subsea development connected to Gudrun.
Etter planen blir det en undervannsutbygging på Sigrun som knyttes til Gudrun.
The operating company BG has submitted a PDO for 15/12-19 Pi Sør and 6/3-1 Pi Nord (now Gaupe).
Operatøren BG har levert PUD for 15/12-19 Pi Sør og 6/3-1 Pi Nord (nå Gaupe).
The licensees want a subsea development connected to Armada on the UK continental shelf.
Rettighetshaverne ønsker en undervannsutbygging knyttet opp mot Armada på britisk sokkel.