natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Historical production figures and production forecasts split by product type category are shown in the figure below. 
Historisk produksjon fordelt på type produkt og prognose for de nærmeste fem årene er vist i figuren under.
The production profile of a typical oil field shows a rapid increase to a maximum production rate, then a stable period of high production (the plateau phase), followed by a gradual decline in production. 
Et typisk oljefelt har et produksjonsforløp med rask oppbygging til maksimal produksjon, deretter en utflating over noen år (platå-produksjon) før produksjonen gradvis avtar.
Without further investments, oil production will decline rapidly, and even with considerable investment to improve recovery, it can be difficult to maintain production from a field. 
Uten ytterligere investeringsaktivitet faller oljeproduksjonen raskt.
Without new fields or large-scale intervention to maintain production from existing fields, oil production from the Norwegian shelf would therefore continue to decline as it did from 2001 to 2013. 
Uten nye felt eller større investeringer på eksisterende felt, vil således oljeproduksjonen fra norsk sokkel falle som den har gjort mellom 2001 og 2013.
Given the high level of development activity in recent years, production is expected to remain relatively stable for the next few years. 
Som følge av høy utbyggingsaktivitet på sokkelen de siste årene er det ventet at produksjonen vil være relativt stabil de nærmeste årene.
Production from new fields that come on stream will compensate for the decline in production from ageing fields. 
De nye feltene som kommer i drift kompenserer for lavere produksjon fra aldrende felt.
However, in the longer term, the level of production will depend on new discoveries being made, the development of discoveries, and the implementation of improved recovery projects on existing fields. 
På lengre sikt avhenger produksjonen av at det gjøres nye funn, at funn utbygges og at prosjekter for økt utvinning på eksisterende felt gjennomføres.
The figure below shows total historical production and production forecasts until 2030, distributed by maturity of the resources. 
Historisk totalproduksjon og prognose frem til 2030, fordelt på modenhet av ressursene, er vist i figuren under.
Production history and forecast distributed per resource category, 2010-2030 
Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010-2030
Gas is given in 40 MJ 
Gass er oppgitt i 40 MJ
Print illustration Download data Production history and forecast distributed per resource category, 2010-2030 Download PDF Download as image (PNG) 
Skriv ut figur Last ned grunnlag Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010-2030 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Production history and forecast distributed per resource category, 2010-2030 – Gas is given in 40 MJ 
Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010-2030 – Gass er oppgitt i 40 MJ
Kollsnes receives rich gas, which is separated into dry gas and NGL. 
Til Kollsnes kommer rikgass som blir separert til tørrgass og NGL.
The gas is dewatered and compressed, then transported by pipeline via the Sleipner and Draupner platforms to continental Europe. 
Gassen blir tørket og komprimert før den går til kontinentet i rørledninger via Sleipner- og Draupner-plattformene.
The processing plant has a capacity of up to 143 million Sm3 rich gas per day. 
Prosessanlegget på Kollsnes kan håndtere 146,5 millioner Sm3 rikgass per dag.
The export capacity is 143 million Sm3 dry gas per day or about 2.2 million tonnes NGL per year. 
Eksportkapasiteten er 143 millioner Sm3 tørrgass per dag og om lag 2,2 millioner tonn NGL per år.
NGL is transported to Mongstad via the Vestprosess pipeline. 
NGL blir transportert til Mongstad via Vestprosess-rørledningen.
Picture of the av gas processing plant at Kollsnes (Photo: Øyvind Sætre - Gassco) 
Bilde av Kollsnes gassbehandlingsanlegg (Foto: Øyvind Sætre - Gassco)
Kårstø gas and condensate processing plant 
Kårstø gassbehandlings- og kondensatanlegg
Tysvær municipality, Rogaland 
Tysvær kommune i Rogaland
Kårstø receives rich gas and unstabilised condensate (light oil), which are separated into liquid products and dry gas. 
Til Kårstø kommer rikgass og ustabilisert lettolje (kondensat).
The liquid stream is separated into six different products and is shipped out on special carriers. 
Væsken blir skilt i seks separate kvaliteter og skipet ut på spesialskip.
The plant has a capacity of about 95 million Sm³ rich gas per day, 6.3 million tonnes wet gas per year and about 4.5 million tonnes condensate per year. 
Prosessanlegget kan håndtere rundt 95 millioner Sm3 rikgass per dag, 6,3 millioner tonn våtgass per år og om lag 4,5 millioner tonn lettolje per år.
Picture of the gas and condensate processing plant at Kårstø (Photo: Øyvind Hagen -Gassco) 
Bilde av gassbehandlings- og kondensatanlegget på Kårstø (Foto: Øyvind Hagen - Gassco)
Melkøya LNG 
Melkøya LNG-anlegg
Hammerfest municipality, Finnmark 
Hammerfest kommune i Finnmark
The unprocessed well stream from Snøhvit is transported through a 143-kilometre-long pipeline to the Melkøya facility for processing and shipping. 
Den ubehandlede brønnstrømmen fra Snøhvit-feltet blir ført gjennom et 143 kilometer langt rør til anlegget på Melkøya for prosessering og utskiping.
Onshore, the condensate, water and CO2 are separated from the wellstream before the natural gas is chilled to liquid form (LNG) and stored in dedicated tanks. 
På landanlegget blir kondensat, vann og CO2 skilt fra brønnstrømmen før naturgassen blir kjølt ned til flytende form (LNG) og lagret i dedikerte tanker.
The pipeline capacity is 7.7 million Sm3 per year. 
Røret har en kapasitet på 7,6 millioner Sm3 per år.
The CO2 separated from the natural gas is returned to the Snøhvit field where it is injected into a formation below the oil and gas reservoirs. 
CO2 blir skilt fra naturgassen og returnert til Snøhvit-feltet, der den blir injisert i en egen formasjon under reservoarene.
Picture of the LNG plant at Melkøya (Photo: Øyvind Hagen-Gassco) 
Bilde av LNG-anlegget på Melkøya i Hammerfest (Foto: Øyvind Hagen - Gassco)
Mongstad oil terminal 
Mongstad-terminalen
Lindås and Austrheim municipalities, Hordaland 
Lindås og Austrheim kommune i Hordaland
Mongstad receives and handles crude oil delivered by tanker from a number of fields, including Gullfaks, Statfjord, Draugen, Norne, Åsgard and Heidrun, and is also the terminal for the oil pipelines from Troll B, Troll C, Fram, Kvitebjørn, Valemon, Gjøa and Vega. 
Mongstad tar imot råolje på skip fra blant annet Gullfaks, Statfjord, Draugen, Norne, Åsgard og Heidrun, og er ilandføringsterminal for oljerørledningene fra Troll B, Troll C, Fram, Kvitebjørn, Valemon, Gjøa og Vega.
Mongstad has three jetties that can be used by vessels of up to 400 000 tonnes, and six rock caverns with a total capacity of 1.5 million Sm3 crude oil. 
For dette formålet har anlegget tre kaianlegg for skip på inntil 400 000 tonn og seks fjellkaverner (lagre) med kapasitet på til sammen 1,5 millioner Sm3 råolje.
The Mongstad site also houses the Mongstad refinery, a combined heat and power plant and the Technology Centre Mongstad (TCM), the world’s largest facility for testing and improving CO2 capture technologies. 
Ved Mongstad-terminalen ligger også Mongstad-raffineriet, et kraftvarmeverk og Technology Centre Mongstad (TCM), verdens største senter for testing og forbedring av teknologier for CO2-fangst.
Picture of the refinery at Mongstad (Photo: Øyvind Hagen - Statoil) 
Bilde av raffineriet på Mongstad (Foto: Øyvind Hagen - Statoil)
Nyhamna gas processing plant 
Nyhamna gassbehandlingsanlegg
Aukra municipality, Møre og Romsdal 
Aukra kommune i Møre og Romsdal
The processing plant for gas from Ormen Lange is a conventional facility for dewatering, compression, gas export, separation of condensate, stabilisation, storage and fiscal metering of gas and condensate. 
Prosessanlegget for Ormen Lange på Nyhamna er et konvensjonelt anlegg for gasstørking, komprimering, gasseksport, kondensatutskilling, stabilisering, lagring og skattemessig måling av gass og kondensat.
The current capacity of the plant is 70 million Sm3 dry gas per day. 
Anlegget har en kapasitet på 70 millioner Sm3 tørrgass per dag.
The plant is being expanded so that it can also receive rich gas from the Polarled pipeline, which is under construction. 
Anlegget på Nyhamna utvides for å kunne ta imot rikgass fra rørledningen Polarled som er under bygging.
The pipeline will transport gas from the Aasta Hansteen and Dvalin fields, and possible future field developments in the area. 
Rørledningen vil frakte gass fra feltene Aasta Hansteen og Dvalin, og mulige fremtidige feltutbygginger.
Picture of the gas processing plant at Nyhamna (Photo: Alice Berfall) 
Bilde av gassbehandlingsanlegget på Nyhamna (Foto: Alice Berfall)
Gas plant expansion at Nyhamna 
Utvidelse av Nyhamna
Sture terminal 
Sture-terminalen
Øygarden municipality, Hordaland 
Øygarden kommune i Hordaland
The Sture facility includes two jetties that can berth oil tankers up to 300 000 tonnes, five caverns for crude oil storage with a total capacity of 1 million Sm3, one LPG cavern with a capacity of 60 000 Sm3, and a ballast water cavern of 200 000 m3. 
Stureanlegget inkluderer to kaianlegg som kan ta imot oljetankere på opptil 300 000 tonn, fem råoljelagre (kaverner) med en kapasitet på en million Sm3, én LPG-kaverne på 60 000 Sm3 og én ballastvannkaverne på 200 000 m3.
A fractionation plant processes unstabilised crude from the Oseberg field into stable crude oil and LPG blend. 
Et fraksjoneringsanlegg prosesserer ustabilisert råolje fra Oseberg-feltet til stabil råolje og LPG-blanding.
Picture of the terminal at Sture (Photo: Øyvind Hagen - Statoil) 
Bilde av terminalen på Sture (Foto: Øyvind Hagen - Statoil)
Tjeldbergodden methanol plant 
Tjeldbergodden metanolfabrikk
Aure municipality, Møre og Romsdal 
Aure kommune i Møre og Romsdal
The Tjeldbergodden complex also includes an air separation plant. 
I tilknytning til metanolfabrikken er det bygd en luftgassfabrikk.
In addition, the company Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA operates a small fractionation and LNG plant with a capacity of 35 million Sm3 per year. 
Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA har også et mindre fraksjonerings- og LNG-anlegg med kapasitet på 35 millioner Sm3 per år.
Picture of the methanol plant at Tjeldbergodden (Photo: Harald Pettersen-Statoil) 
Bilde av metanolfabrikken på Tjeldbergodden (Foto: Harald Pettersen - Statoil)
Vestprosess 
Vestprosess
Lindås municipality, Hordaland 
Lindås kommune i Hordaland
Unstabilised NGL is transported by a 56-kilometre pipeline from the Kollsnes plant via the Sture oil terminal to Mongstad, where it is processed. 
Gjennom en 56 kilometer lang rørledning blir ustabilisert NGL transportert fra gassterminalen på Kollsnes via oljeterminalen på Sture og videre til Mongstad.
The first step is separation of naphtha and LPG. 
På Mongstad blir det først skilt ut nafta og LPG.
Naphtha is used as a raw material in the refinery, and LPG is fractionated in a separate plant. 
Naftaen blir benyttet som råstoff i raffineriet, mens LPG blir fraksjonert i et eget prosessanlegg.
The fractionation products, propane and butane, are stored in caverns for subsequent export. 
Fraksjoneringsproduktene, propan og butan, blir lagret i kaverner og senere eksportert.
Onshore facilities in Norway 
Landanlegg i Norge
In other cases, oil and gas are transported by pipeline to onshore facilities. 
For andre felt blir olje og gass sendt i rørledning fra feltene og inn til anlegg på land.
Oil, wet gas and liquefied natural gas (LNG) are transferred to ships at onshore facilities, while dry gas is moved by pipeline to the UK and continental Europe. 
Olje, våtgass og nedkjølt naturgass (LNG) blir lastet på skip fra landanleggene, mens tørrgass blir fraktet videre i rørledninger til det europeiske kontinentet og Storbritannia.
Efficient transportation systems are required to achieve the greatest possible value creation from the extraction of Norwegian petroleum resources 
Størst mulig verdiskaping ved utvinning av petroleumsressursene krever gode transportløsninger
In contrast to the oil and gas fields on the Norwegian shelf, where the companies themselves are responsible for the operations, the gas pipeline system is more directly controlled by the authorities. 
I motsetning til feltene, der det er oljeselskapene som har ansvar for driften, er det langt større statlig kontroll over gasstransportsystemet.
The reason for this is that the gas transport system is a natural monopoly and is central to Norwegian petroleum activities. 
Bakgrunnen for dette er at systemet er et naturlig monopol og at det har en sentral plass i petroleumsvirksomheten.
An important consideration for the authorities is to ensure equal access to capacity in the system on the basis of companies' needs. 
Et viktig hensyn for myndighetene er derfor å sikre tilgang til kapasitet for alle med behov.
The oil transport system is not as closely regulated as the gas transport infrastructure, mainly because transport is a less important part of the value chain for oil. 
Hovedgrunnen til dette er at transport utgjør en mindre sentral del av verdikjeden for olje.
Pipelines on the Norwegian Continental Shelf 
Rørledninger på norsk sokkel
What do we produce on the Norwegian shelf? 
Hva produseres på norsk sokkel?
A characteristic feature of gas production is that major investments are needed in transport infrastructure. 
Store investeringer i transportløsninger er et særtrekk ved gassproduksjon.
Norway’s first large pipelines were laid early in the 1970s, and since then the Norwegian gas transport system has been developed to meet ever-expanding needs (see Gassco’s interactive map of the transport system). 
Siden de første store rørledningene ble lagt på 70-tallet, har det norske gasstransportsystemet utviklet seg i takt med at behovet har økt (se Gasscos interaktive transportkart).
This is a cost-effective and reliable way of transporting gas, and gives Norwegian gas a substantial competitive edge. 
Dette systemet er en kostnadseffektiv og driftssikker måte å transportere gass på, og utgjør et vesentlig konkurransefortrinn for norsk gass.
The transport capacity of the Norwegian pipeline network is currently about 120 billion Sm3 dry gas per year. 
Transportkapasiteten i det norske rørledningssystemet er i dag om lag 120 milliarder kubikkmeter (Sm3) tørrgass per år.
Three onshore gas processing plants – Kårstø, Kollsnes and Nyhamna – are integrated with the pipeline network, and receive rich gas from the fields. 
Integrert i rørledningssystemet er tre landanlegg for gass – Kårstø, Kollsnes og Nyhamna – som tar imot rikgass fra feltene.
Dry gas is separated from the rich gas for onward pipeline transport to receiving terminals abroad. 
Fra rikgassen blir det skilt ut tørrgass for videre transport gjennom rørledningene til mottaksterminalene i utlandet.
Most of the gas transport infrastructure is jointly owned through the partnership Gassled, while Gassco is the neutral and independent operator. 
Mesteparten av gasstransportsystemet har felles eierskap gjennom interessentskapet Gassled, med Gassco som nøytral og uavhengig operatør.
Gas pipelines on the Norwegian Continental Shelf 
Gassrørledninger på norsk sokkel
Gas pipelines on the Norwegian continental shelf 
Gassrørledninger på norsk kontinentalsokkel
Source: Gassco AS, The Norwegian Ministry of Petroleum and Energy 
Kilde: Gassco AS, Olje- og energidepartementet
Print table Download data Gas pipelines on the Norwegian continental shelf 
Skriv ut tabell Last ned grunnlag Gassrørledninger på norsk kontinentalsokkel
Organisation of the gas pipeline transport system 
Organisering av gassrørsystemet
The authorities play an important role in ensuring that processing and transport capacity is developed to meet future needs. 
Myndighetene har en viktig rolle når det gjelder å legge til rette for at behandlings- og transportkapasiteten skal være godt tilpasset fremtidige behov.
It is also essential to ensure that the Norwegian gas transport system operates efficiently. 
Samtidig er det avgjørende å sikre effektiv drift i det norske gasstransportsystemet.
The operator Gassco, the joint venture Gassled and regulated access to the transport system are important elements of the framework. 
Operatøren Gassco, det samordnende eierskapet i Gassled og regulert tilgang til transportsystemet er viktig for å oppnå dette.
The gas transport system is governed by Chapter 9 of the Petroleum Act and Chapter 9 of the Petroleum Regulations. 
Gasstransportsystemet er regulert gjennom petroleumsloven og petroleumsforskriften kapittel 9.
The Norwegian gas transport infrastructure includes several receiving terminals in other countries. 
Det norske gasstransportsystemet omfatter flere mottaksanlegg i andre land.
Norway and the countries where gas from the Norwegian shelf is landed have concluded agreements regulating their rights and obligations in this connection. 
Det er utarbeidet traktater som regulerer rettigheter og plikter mellom Norge og landene som har landingspunkt for gass fra norsk sokkel.
Photo: Manfred Jarisch - Statoil 
Foto: Manfred Jarisch Statoil
Gassco Gassco was established in 2001, and is 100 % state-owned. 
Gassco Gassco ble opprettet i 2001, og Staten eier 100 prosent av selskapet.
Gassco is the neutral, independent operator of the gas transport system, and plays two different roles, often called ‘special operatorship’ and ‘normal operatorship’. 
Gassco er en nøytral og uavhengig operatør av gasstransportsystemet med et særskilt og et alminnelig operatøransvar.
Special operatorship means the responsibilities Gassco is directly assigned under the Petroleum Act and associated regulations. 
Med særskilt operatøransvar menes utøvelse av oppgaver tillagt Gassco i medhold av petroleumsloven og tilhørende forskrifter.
These include its role in developing new infrastructure, administering system capacity and coordinating and managing gas streams through the pipeline network to markets. 
Dette omfatter oppgaver som å bistå i utvikling av ny infrastruktur, administrere kapasiteten i gasstransportsystemet og koordinere og styre gasstrømmene gjennom nettverket av rørledninger frem til markedene.
Normal operatorship means running the infrastructure in accordance with the requirements of the Petroleum Act and the health, safety and environment legislation. 
Det alminnelige operatøransvaret innebærer utøving av anleggsstyring i henhold til petroleumslovens og helse-, miljø- og sikkerhetslovgivningens krav.
Gassco’s neutrality and independence as operator are intended to ensure that all users of the gas transport system are treated equally, and are also important when Gassco plans new infrastructure and gives advice to the authorities. 
Gasscos nøytralitet og uavhengighet som operatør for gasstransportsystemet skal sikre at alle brukere blir behandlet likt, og er også viktig når Gassco planlegger transportløsninger og gir råd til myndighetene.
As the system operator and the actor with the best overview of the system, Gassco has the task of further developing integrated Norwegian gas infrastructure. 
Som operatør og den aktøren med den beste oversikten over systemet, skal Gassco bidra til en helhetlig videreutvikling av norsk gassinfrastruktur.
This means for example that when major development projects are being evaluated, other gas fields than those that have a clearly defined need for gas transport must also be taken into consideration. 
Når større utbygginger vurderes må andre gassforekomster - utover de feltene som har klart definerte transportbehov - også bli tatt med i vurderingene.
Interactions between new and existing infrastructure must also be part of the assessment. 
Samspillet mellom ny infrastruktur og det eksisterende transportsystemet må også tas med i betraktningen.
Gassco in two minutes 
Introduksjon av Gassco på to minutter
Source: Gassco 
Kilde: Gassco
Gassco in two minutes | Source: Gassco 
Introduksjon av Gassco på to minutter | Kilde: Gassco
Gassled Gassled is a joint venture that owns most of the gas infrastructure on and serving the Norwegian continental shelf: pipelines, platforms, onshore processing plants and receiving terminals abroad. 
Gassled Gassled er et interessentskap som eier mesteparten av gassinfrastrukturen på norsk kontinentalsokkel: rørledninger, plattformer, prosessanlegg på land og mottaksterminaler i utlandet.
Organisation as a joint venture means that it is possible to avoid conflicts of interest, for example when deciding which pipeline should be used to transport gas from a particular source. 
Med felles eierskap unngås interessekonflikter knyttet til hvilken rørledning gassen skal fraktes gjennom.
This ensures that gas is transported as efficiently as possible, thus helping to maximise value creation. 
Dette sikrer at gassen blir fraktet mest mulig effektivt noe som legger til rette for størst mulig verdiskaping.
Gassled’s activities are regulated by the Petroleum Regulations, and tariffs for individual services are determined by the Ministry of Petroleum and Energy. 
Virksomheten til Gassled er regulert av petroleumsforskriften, og tariffene for de enkelte tjenestene er fastsatt av Olje- og energidepartementet.
Gassled has no employees, but a system of committees with specific tasks. 
Gassled har ikke fast ansatte, men er organisert gjennom komiteer med spesifikke oppgaver.
The ownership in Gassled can be seen on Gassco's website. 
Eierfordelingen i Gassled finnes på Gasscos hjemmesider.
Oil and condensate pipelines 
Oljerørledninger
Transport infrastructure makes up a smaller part of the value chain for oil than for gas. 
I motsetning til gass, utgjør transportinfrastruktur en mindre del av verdikjeden for olje.
In many cases, oil is loaded directly on to tankers on the offshore fields. 
På mange oljefelt lastes olje direkte på skip ute på feltene.
For some of the larger field developments in Norway, it was considered most appropriate to build onshore oil terminals. 
For noen av de større feltutbyggingene i Norge har det blitt vurdert som hensiktsmessig å bygge oljeterminaler på fastlandet.
Other fields have subsequently been connected to this infrastructure. 
Andre felt har i etterkant koblet seg på denne infrastrukturen.
Oil transport infrastructure on the Norwegian shelf is divided into four different systems. 
På norsk sokkel er transportinfrastrukturen for olje delt inn i fire ulike systemer.
Oil pipelines from fields in the North Sea run to the Norwegian terminals Sture, Mongstad and Kårstø and to Teesside in the UK. 
Oljerørledninger fra felt i Nordsjøen går inn til terminalene på Sture, Mongstad, Kårstø og Teesside i Storbritannia.
At the Norwegian terminals, oil is stored in rock caverns before most of it is loaded on to tankers for export. 
På de norske terminalene blir oljen lagret i kaverner, før mesteparten blir lastet om bord på skip og eksportert.
Oil pipelines on the Norwegian continental shelf 
Oljerør på norsk sokkel
Oil and condensate pipelines on the Norwegian continental shelf 
Olje- og kondensatrørledninger på norsk kontinentalsokkel
Updated: 10.03.2016 
Oppdatert: 10.03.2016
Print table Download data Oil and condensate pipelines on the Norwegian continental shelf 
Skriv ut tabell Last ned grunnlag Olje- og kondensatrørledninger på norsk kontinentalsokkel
Organisation of the oil pipeline transport system 
Organisering av oljerørsystemet
The cost of transport is lower in relation to the product price, and buoy-loading directly on to tankers on the oil fields is an alternative to using pipelines and terminals. 
Kostnadene er lavere i forhold til produktprisen, og lasting direkte fra felt til skip er et alternativ til å benytte rørledninger og terminaler.
There is no single integrated system of oil pipelines and terminals: the infrastructure is divided into four different systems connected to the terminals at Sture, Mongstad and Kårstø in Norway and Teesside in the UK. 
Oljerørledninger og -terminaler utgjør heller ikke et samlet system, men er i dag delt i fire ulike systemer knyttet til terminalene på Sture, Mongstad, Kårstø og Teesside i Storbritannia.