natgillin/translations-raw huggingface dataset:
As this was produced, however, a growing share of the burden had to be carried by the chalk – which failed to take the load. 
Etter hvert som hydrokarbonene ble produsert, måtte bergarten bære en stadig større del av vekten av lagene over.
At the same time, the 2/4-T concrete storage tank was installed on Ekofisk. 
Samtidig ble lagertanken 2/4-T – Ekofisktanken - plassert på feltet.
It took a decade before people began to ask why the lowest openings in its shield wall were disappearing. 
Bekreftelsen av havbunnsinnsynking var et faktum.
The special feature of Ekofisk, however, was that its installations – which stood initially in 70 metres of water – had subsided by three metres in 13 years. 
Det spesielle på Ekofisk var imidlertid at innretningene, som sto på havbunnen på 70 meters dyp, hadde sunket tre meter på 13 år.
Its cause was just one of the questions which required answers and proposals for a solution. 
Dette var spørsmål som krevde svar og forslag til løsning.
Modelling of rock properties and future production plans were then applied to predict the future course of the subsidence. 
Modellering av bergartsegenskapene og framtidige produksjonsplaner ble deretter benyttet til å forutsi det videre forløpet av havbunnsinnsynkingen.
Each forecast showed that the rate of sinking would decline in the near future. 
Hver prognose som ble laget, viste at innsynkingshastigheten ville bli redusert i nær framtid.
But it was finally recognised that the models were wrong – and the problem continued. 
Til slutt kom imidlertid erkjennelsen av at problemstillingen ikke var korrekt modellert - og innsynkingen fortsatte.
The operator adopted a temporary solution in the 1980s by jacking up six Ekofisk installations and placing a protective breakwater around the tank. 
Operatøren løste problemet midlertidig ved å jekke opp seks av innretningene og ved å bygge en beskyttelsesvegg rundt 2/4-T.
But this was not enough. 
Men dette var ikke nok.
Ekofisk II, built to cope with 20 metres of subsidence, came on stream in 1998. 
Ekofisk II, som er konstruert for å tåle 20 meter innsynking, ble satt i drift i 1998.
More intensive research over the past decade into the interaction between pore filling and rock stability has improved theoretical understanding of the mechanism of chalk compression. 
Det siste tiåret er det forsket intenst på samspillet mellom porefyll og bergart, slik at vi nå har en bedre teoretisk forståelse av mekanismene ved sammentrykking av kalk.
Water injection is used today as the primary means of preventing such compression. 
Vanninjeksjon benyttes i dag som hovedvirkemiddel mot reservoarsammentrykking.
The seabed on Ekofisk is still sinking, but at only 20 centimetres a year. 
Havbunnen under innretningene på Ekofisk synker fortsatt, men bare 20 centimeter årlig.
Total subsidence so far has been measured at almost nine metres. 
Total innsynking er i dag målt til nærmere ni meter.
It has been recorded on Eldfisk, Valhall and West Ekofisk. 
Det er målt innsynking av havbunnen også over Eldfisk, Valhall og Vest Ekofisk.
All these reservoirs comprise the same weak reservoir rocks and a corresponding geological structure between the hydrocarbon-bearing formations and the seabed. 
Alle disse feltene har den samme svake reservoarbergarten og tilsvarende geologi mellom reservoaret og havbunnen.
Elsewhere Compression of similar reservoirs along with associated surface subsidence has also happened elsewhere – as in Denmark, although the scale of the sinking there is much smaller than on the NCS. 
Også i utlandet Det er også registret sammentrykking i tilsvarende reservoarer med tilhørende havbunnsinnsynking i Danmark, men i mye mindre skala enn på de norske feltene.
Removing gas from the Groningen sandstone reservoir in the Netherlands has caused 25-40 centimetres of subsidence since production began in 1963. 
Produksjon av gass fra sandsteinsfeltet Groningen i Nederland har ført til mellom 25 og 40 centimeter innsynking siden produksjonen tok til i 1963.
That does not sound much by comparison with the Norwegian experience, but nevertheless represents a serious problem. 
Det er ikke så mye i forhold til norske felt, men er likevel et alvorlig problem.
Some of the land areas affected by subsidence were already more than six metres below sea level. 
Deler av landområdet som er utsatt for innsynking ligger allerede mer enn seks meter under havnivået.
Every field could give rise to subsidence. 
Alle felt har et potensial for innsynking.
The larger its area and the weaker the rocks in and above the reservoir, the greater the danger of it happening. 
Jo større arealmessig utbredelse et felt har, og jo svakere bergarter som finnes både i og over reservoarene, desto større er faren for innsynking.
Shallow reservoirs also have a bigger subsidence potential than deeper ones. 
Grunne reservoarer har i tillegg større innsynkingspotensial enn dype reservoarer.
However, the extent of any sinking on other Norwegian fields is expected to be small – up to one metre. 
Innsynkingspotensialet på andre felt på norsk sokkel er beregnet til å være beskjedent, det vil si opptil én meter.
Wilmington Hydrocarbons have been produced from Wilmington, the USA’s third largest oil field, since the late 1930s. 
Long Beach, California I Long Beach i California er det produsert hydrokarboner fra det tredje største oljefeltet i USA, Wilmington, siden slutten av 1930-årene.
This shallow reservoir lies close to homes in Long Beach, California, and near one of the world’s largest international ports. 
Feltet ligger grunt, nær bosetting og nær en av verdens største internasjonale havner.
When subsidence was detected in 1941, oil flowed from more than 1 000 wells in the area. 
Da innsynkingen ble påvist i 1941, ble det produsert olje fra mer enn 1000 brønner i området.
In addition, large areas became exposed to flooding. 
Det er nesten like stort som hele Stavanger.
The Long Beach subsidence is being kept in check by the same method used on Ekofisk – injecting water to replace the oil being produced. 
Innsynkingen i Long Beach holdes nå i sjakk på samme måte som i Ekofiskfeltet – ved å injisere vann som erstatning for oljen som blir produsert.
Such waterflooding has proved to have several positive effects on the Ekofisk reservoir. 
Vannet har vist seg å gi flere positive effekter i Ekofiskreservoaret.
In addition to displacing and replacing oil, it has also accelerated production in some parts of the field through increased rock compression. 
I tillegg til å fortrenge og erstatte oljen i reservoaret har den også akselerert oljeproduksjonen i enkelte områder av feltet – på grunn av økt sammentrykking av bergarten.
Production of oil and gas at Long Beach in California has caused land areas to subside – as here, where a fire hydrant now stands four metres above the ground. 
I Long Beach, California har produksjon av olje og gass ført til at landområder har sunket – her illustrert ved en brannhydrant som nå står fire meter over bakken.
Photo: City of Long Beach 
Foto: ”City of Long Beach”, California
Topics: Geology 
Tema: Geologi
The well is located west of the Troll field and 25 kilometres north-east of the Oseberg field in the North Sea. 
Brønnen er lokalisert vest for Trollfeltet og 25 kilometer nordøst for Osebergfeltet i Nordsjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in several levels of sandstone of the Jurassic age (the ”Bjørn” prospect). 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i flere nivåer av sandsteiner av jura alder (”Bjørnprospektet").
Rocks with the expected thickness and reservoir qualities were found in the reservoir rocks from the Jurassic age, but they were all water-bearing. 
Det ble påtruffet bergarter av forventet mektighet og reservoarkvalitet i reservoarbergarter fra jura, men de var alle vannbærende.
The well is the first the exploration well in production licence 311, awarded in APA 2003. 
Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 311, tildelt i TFO 2003.
The well was drilled to a vertical depth of 2895 metres below sea level, and terminated in the Statfjord formation of the late Jurassic age. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2895 meter under havflaten, og ble avsluttet i Statfjordformasjonen av sen jura alder.
The sea depth was 341 metres. 
Havdypet var 341 meter.
Well 31/1-1 was drilled by Bredford Dolphin, which will now proceed to production licence 001B in the North Sea area to drill wildcat well 16/1-9, where Noil Energy ASA is the operator. 
Brønn 31/1-1 ble boret av Bredford Dolphin som nå skal til utvinningstillatelse 001B i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 16/1-9 der Noil Energy ASA er operatør.
The licensees in production licence 311 - Dana Petroleum Norway AS: 25.0% - Talisman Energy Norge AS: 37.5% - Marathon Petroleum Norge AS: 37.5% 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 311 - Dana Petroleum Norway AS: 25.0% - Talisman Energy Norge AS: 37.5% - Marathon Petroleum Norge AS: 37.5%
The well is located about 15 km southeast of the Skarv field in the Norwegian Sea. 
Brønnen er lokalisert om lag 15 km sørøst for Skarvfeltet i Norskehavet.
The purpose of the well was to prove hydrocarbons in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks. 
Hensikten med brønnen var å påvise hydrokarboner i midtre og undre jura reservoarbergarter.
Reservoir rocks of significant thickness and good quality were encountered. 
Det ble påtruffet reservoarbergarter av betydelig mektighet og god kvalitet.
This is the first wildcat well in production licence 212 C, which was carved out of production licence 212 in 2005. 
Dette er første undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 212 C, som ble fradelt utvinningstillatelse 212 i 2005.
Wildcat well 6507/6-3 was drilled to a total depth of 1850 metres below the sea surface, and concluded in Early Jurassic rocks. 
Undersøkelsesbrønn 6507/6-3 ble boret til et totalt dyp på 1850 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av tidlig jura alder.
Water depth at the site was 399 metres. 
Havdypet var 399 meter.
Well 6507/6-3 was drilled with the Transocean Winner drilling facility, which will now proceed to production licence 190 in the North Sea to drill wildcat well 30/8-4 S for StatoilHydro. 
Brønn 6507/6-3 ble boret med boreinnretningen Transocean Winner, som nå skal videre til utvinningstillatelse 190 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 30/8-4 S for StatoilHydro.
Licensees in production licence 212 C (see NPD' fact pages) 
Rettighetshaver i utvinningstillatelse 212 C (se OD's faktasider)
The well, which was dry, lies 320 kilometres west of Sandnessjøen. 
Brønnen, som var tørr, ligger 320 kilometer vest for Sandnessjøen.
The purpose of the well was to prove petroleum in reservoir rocks from the Upper Cretaceous in a segment which could be a potential southern extension of the gas discovery 6605/8-1. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter fra øvre kritt i et segment som kunne være en mulig sørlig forlengelse av gassfunnet 6605/8-1.
Thin reservoir rocks of poor reservoir quality were found in the Upper Cretaceous. 
Det ble påtruffet reservoarbergarter med liten mektighet og dårlig reservoarkvalitet i øvre kritt.
The well is the second wildcat well in production licence 283. 
Brønnen er den andre undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 283.
The licence was awarded in the 17th licensing round in 2002. 
Tillatelsen ble tildelt i 17. konsesjonsrunde i 2002.
The well was drilled to a vertical depth of 4173 metres below sea level, and terminated in the Lange formation of the Late Cretaceous. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 4173 meter under havflaten, og ble avsluttet i Langeformasjonen fra senkritt.
The sea depth is 817 metres. 
Havdypet er 817 meter.
Well 6605/8-2 was drilled by Transocean Leader, which will now proceed to production licence 218 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6706/12-1, where StatoilHydro ASA is the operator. 
Brønn 6605/8-2 ble boret av Transocean Leader som nå skal til utvinningstillatelse 218 i området Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6706/12-1 der StatoilHydro ASA er operatør.
Licensees in production licence 283: - Centrica Resources (Norge) AS: 10% - Chevron Norge AS: 12.5% - Aker Exploration AS: 12.5% - ConocoPhillips Skandinavia AS: 15% - Petoro AS: 20% - StatoilHydro Petroleum AS: 30% 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 283: - Centrica Resources (Norge) AS: 10% - Chevron Norge AS: 12.5% - Aker Exploration AS: 12.5% - ConocoPhillips Skandinavia AS: 15% - Petoro AS: 20% - StatoilHydro Petroleum AS: 30%
The well proved oil/condensate with associated gas. 
Brønnen påviste olje/kondensat med assosiert gass.
The well was tested. 
Brønnen ble testet.
The drilling was carried out with the drilling facility Mærsk Guardian at a water depth of 72 metres. 
Boringen ble utført med boreinnretningen Mærsk Guardian på 72 meters vanndyp.
The purpose of the well was to collect data on the reservoir’s delivery and flow characteristics as well as collecting fluid samples of the oil. 
Formålet med brønnen var å samle inn data om reservoarets leverings- og gjennomstrømningsevne samt å ta væskeprøver av oljen.
The well was drilled to 3288 metres and concluded in rocks from the early Paleocene. 
Brønnen ble boret til 3288 meter og avsluttet i bergarter av tidlig paleocen alder.
Comprehensive data collection and sampling were carried out. 
Det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The thickness and quality of the reservoir was as indicated by the prognosis. 
Tykkelsen og kvaliteten på reservoaret var slik prognosen tilsa.
A number of small-scale formation tests were carried out to quantify the flow characteristics. 
En rekke småskala formasjonstester ble utført for kvantifisering av strømningsegenskaper.
In addition, the well was tested. 
I tillegg ble brønnen testet.
The test showed a production rate of 530 standard cubic meters (Sm3) of oil per day with a gas-oil ratio of 476 Sm3/Sm3 without water. 
Testen ga en produksjonsrate på 530 standard kubikkmeter (Sm3) olje per dag med gass-olje-forhold på 476 Sm3/Sm3 uten vann.
An appraisal well 1/3-10 A will now be drilled deeper in the structure to measure pressure and to take water samples in the water zone. 
En avgrensningsbrønn 1/3-10 A skal nå bores dypere på strukturen for å måle trykk og ta vannprøver i vannsonen.
The well will then be permanently plugged and abandoned. 
Brønnen vil deretter bli permanent plugget og forlatt.
The drilling rig Mærsk Guardian will then be taken over by BG Norge AS. 
Boreinnretningen Mærsk Guardian skal deretter overtas av BG Norge AS.
DONG E&P Norge will then again take over Mærsk Guardian to drill another exploration well on a prospect called Ipswich in the vicinity of the 1/3-6 discovery in production licence 274. 
DONG E&P Norge vil så igjen overta Mærsk Guardian for å bore ytterligere en letebrønn på et prospekt kalt Ipswich i nærheten av funn 1/3-6 i utvinningstillatelse 274.
The 1/3-6 discovery (”Oselvar”) was made by Elf Petroleum Norge in 1991. 
Funnet 1/3-6 (”Oselvar”) ble gjort av Elf Petroleum Norge i 1991.
The discovery is located 20 kilometres west of the Gyda field in the southern part of the North Sea.1/3-10 is the third well drilled on the 1/3-6 discovery. 
Funnet ligger 20 kilometer vest for Gydafeltet i den sørlige delen av Nordsjøen.1/3-10 er den tredje brønnen som er boret på funnet 1/3-6.
The licensees in production licence 274 are: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 274:
DONG E&P Norge AS (operator): 
DONG E&P Norge AS (operatør):
40 per cent 
40 prosent
PA Resources AS: 
PA Resources AS:
NORECO: 
NORECO:
15 per cent 
15 prosent
The well was drilled in the Viking graben, 30 km north-east of the Kvitebjørn field in the North Sea. 
Brønnen ble boret i Vikinggraben, 30 km nordøst for Kvitebjørnfeltet i Nordsjøen.
The objective of the well was to prove petroleum in Jurassic strata in the "Afrodite” prospect. 
Målet for brønnen var å påvise petroleum i jura bergarter i prospektet ”Afrodite”.
The well proved gas and condensate in Middle Jurassic strata. 
Brønnen påviste gass og kondensat i bergarter fra midtre jura.
The well has been formation tested, and comprehensive data acquisition and sampling has been carried out. 
Brønnen er formasjonstestet og det er gjennomført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Now the resource potential will be evaluated by ENI. 
ENI skal nå evaluere ressurspotensialet i funnet.
Production licence 293 was awarded in the 2002 North Sea Awards, and this is the first well in the production licence. 
Utvinningstillatelse 293 ble tildelt i Nordsjøtildelingene 2002, og dette er den første brønnen i utvinningstillatelsen.
Wildcat well 34/12-1 was drilled to a total depth of 4688 metres under the surface of the sea and terminated in Early Jurassic strata. 
Letebrønn 34/12-1 ble boret til et verikalt dyp på 4688 m under havoverflaten og avsluttet i bergarter fra tidlig jura.
The sea depth was 373 metres. 
Havdypet var 373 meter.
Well 34/12-1 was drilled with the semisubmersible drilling facility Transocean Leader which will proceed to production license 283 in the Norwegian Sea to drill wildcat well 6605/8-2, where StatoilHydro is the operator. 
Brønn 34/12-1 ble boret med den halvt nedsenkbare boreinnretningen ”Transocean Leader”, som nå skal til utvinningstillatelse 283 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6605/8-2 der StatoilHydro er operatør.
The purpose of the well was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter.
The well was drilled into the southern segment of a prospect called Pan/Pandora, which is part of the faulted east flank of the Visund field. 
Brønnen ble boret til inn i det sørlige segmentet i et prospekt kalt Pan/Pandora, som er en del av den forkastede østflanken på Visundfeltet.
The prospect is mainly located within production licence 120, but also extends into production licence 120B. 
Prospektet ligger hovedsakelig innenfor utvinningstillatelse 120, men strekker seg inn i utvinningstillatelse 120B.
The well proved gas and oil in the Brent group. 
Brønnen påviste gass og olje i Brentgruppen.
A 35-metre gas column was proven above a 25-metre oil column. 
Det ble påvist en 35 meter gasskolonne over en 25 meter oljekolonne.
Extensive data collection and sampling have been conducted. 
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
A sidetrack, 34/8-14 A, will now be drilled to the northern segment of the Pan/Pandora prospect to delineate the discovery towards the north, and to provide a better basis for evaluating the resource potential. 
Det skal nå bores sidesteg, 34/8-14 A, til det nordlige segmentet i Pan/Pandora-prospektet for avgrensning av funnet mot nord og for å gi et bedre grunnlag for vurdering av ressurspotensialet.
The well is the thirteenth exploration well in production licence 120, which was awarded in the 9th licensing round in 1985. 
Brønnen er den trettende undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 120, som ble tildelt i 9. konsesjonsrunde i 1985.
The well was drilled to a vertical depth of 3077 metres below the sea surface, and was concluded in the Drake formation in the Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3077 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Drakeformasjonen i nedre jura.
The drilling activity has been carried out with the Borgland Dolphin drilling facility, which will continue operations in production licence 120 with the drilling of sidetrack 34/8-14 A. 
Boringen har blitt utført med boreinnretningen Borgland Dolphin, som fortsetter operasjonen i utvinningstillatelse 120 med boring av sidesteget 34/8-14 A.
The licensees in production licences 120 and 120B (see NPD's fact pages) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelsene 120 og 120B (se OD's fakta sider)
The well is located 80 km northeast of the Snøhvit Field and 160 kilometres northwest of Hammerfest. 
Brønnen er lokalisert 80 km nordøst for Snøhvitfeltet og 160 kilometer nordvest for Hammerfest.
The purpose of the well was to prove petroleum in reservoir rock of Middle and Late Triassic age in a prospect called ”Caurus”. 
Formålet med brønnen var å påvise petroleum i midtre og øvre trias reservoarbergarter i et prospekt kalt ”Caurus”.
The well proved gas in Late Triassic reservoir rock of good reservoir quality. 
Brønnen påviste gass i øvre trias bergartene av god reservoarkvalitet.
The size of the discovery has been provisionally estimated at between 2 and 14 billion Sm3 recoverable gas. 
Størrelsen på funnet er foreløpig beregnet til mellom 2 og 14 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
The discovery made in the Middle Triassic was, however, of poor reservoir quality and together with a complicated structure, it is too early to estimate the size of the discovery. 
Funnet i midtre trias er gjort i bergarter av dårlig reservoarkvalitet, og sammen med en komplisert struktur vil det være for tidlig å anslå størrelsen på dette funnet.
An evaluation and analyses will be carried out to determine the size. 
Det vil bli gjennomført evaluering og analyser for å avklare størrelsen.
The well was not formation-tested, but extensive sampling and collection of data have been carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
This is the second wildcat well in licence 228. 
Dette er den andre undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 228.
Production licence 228 was awarded in the Barents Sea Project in 1997, with Saga Petroleum ASA as operator. 
Utvinningstillatelsen 228 ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997, med Saga Petroleum ASA som operatør.
Another well is planned in the production licence with start-up in December 2008. 
Det planlegges ytterligere en brønn i utvinningstillatelsen med oppstart i desember 2008.
The well was drilled to a total depth of 2825 metres under sea level and was concluded in the Kobbe formation in the Middle Triassic. 
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 2825 meter under havflaten, og ble avsluttet i Kobbeformasjonen i midtre trias.
The water depth at the site is 356 metres. 
Havdypet er 356 meter.
The well is now being temporarily plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå midlertidig plugget og forlatt
The well was drilled by the semisubmersible drilling facility Polar Pioneer, which is now heading for production licence 393 to drill appraisal well 7125/4-2 where StatoilHydro Petroleum AS is the operator. 
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen Polar Pioneer, som nå skal til utvinningstillatelse 393 for å bore avgrensingsbrønn 7125/4-2 der StatoilHydro Petroleum AS er operatør.
Licensees in production licence 228 (see NPD's fact pages) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 228 (se OD's faktasider)
The well is located approximately 160 kilometres north of Nordkapp. 
Brønnen er lokalisert om lag 160 kilometer nord for Nordkapp.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in reservoir strata from the Early Jurassic to the Late Triassic. 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter fra tidligjura til sentrias.
The secondary exploration target was to prove petroleum in reservoir strata from the Middle Triassic. 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter i mellomtrias.
The well was drilled in the "Arenaria" prospect in block 7224/6. 
Brønnen ble boret på prospektet ”Arenaria” i blokk 7224/6.
Petroleum was not proven in the primary target, but strata of good reservoir quality were found in accordance with the prognoses. 
Det ble ikke påvist petroleum i primærmålet, men det ble påtruffet bergarter av god reservoarkvalitet i henhold til prognosene.
Gas was proven in the secondary target in reservoir strata of poor quality. 
Det ble påvist gass i sekundærmålet i reservoarbergarter av dårlig kvalitet.
The well was not formation tested, so it is therefore too early to say whether the gas can be produced. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, så det er derfor for tidlig å si om gassen lar seg produsere.
However, comprehensive data acquisition and sampling has been carried out. 
Det er imidlertid utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The well is the the first wildcat well in production licence 394. 
Brønnen er den første undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 394.