natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The NPD will now start evaluating the applications. 
Nå starter arbeidet med å evaluere søknadene og vi leter etter de beste søkerne, sier hun.
“We are looking for the best applicants, companies with good knowledge, new geological concepts and the best strategy for exploring the areas,” says Eriksen. 
Oljedirektoratet er på jakt etter selskaper med god kunnskap, nye geologiske konsepter og den beste strategien for utforskning av områdene.
A total acreage of 109 205 km2 was open for applications this year. 
Ved søknadsfrist 2. september var det mulig å søke på totale 109 205 km2.
Since APA 2013, the predefined areas (APA areas) have been expanded by six blocks in the Norwegian Sea and three blocks in the Barents Sea. 
De forhåndsdefinerte områdene (TFO-arealene) er siden TFO 2013 utvidet med seks blokker i Norskehavet og tre blokker i Barentshavet.
In APA 2013, the authorities received applications from 50 companies for available acreage totalling 103 029 km2. 
I TFO 2013 mottok myndighetene søknader fra 50 selskap på et tilgjengelig areal på 103 029 km2.
Of this, 18 136 km2 was awarded in early 2014. 
Av dette ble 18 136 km2 tildelt tidlig i 2014.
The awards will most likely take place in early 2015. 
Tildeling vil sannsynligvis komme på nyåret 2015.
Read also: 
Les:
Press release from the Ministry of Petroleum and Energy >> 
Pressemelding fra Olje- og energidepartementet >>
StatoilHydro is the operator with an ownership interest of 40 per cent. 
StatoilHydro Petroleum AS er operatør med 40 prosent andel.
The other licensees are Norwegian Energy Company ASA and Talisman Energy Norge AS, both with an ownership share of 30 per cent. 
Øvrige rettighetshavere er Norwegian Energy Company ASA med 30 prosent og Talisman Energy Norge AS med 30 prosent andeler.
The area in this licence consists of block 7/1 in the southern part of the North Sea. 
Arealet i denne tillatelsen består av blokk 7/1 i den sørlige delen av Nordsjøen.
Production licence 271 was awarded in 2002 (NST2001). 
Utvinningstillatelse 271 ble tildelt i 2002 (NST2001).
This is the first well drilled in the production licence area, and it will be drilled from the Mærsk Giant drilling facility. 
Dette er den første brønnen som bores i arealet innenfor utvinningstillatelsen, og den skal bores fra boreinnretningen Mærsk Giant.
The Norwegian Petroleum Directorate's resource accounts show that the total recoverable petroleum resources are estimated at 14.2 billion standard cubic metres (Sm3) of oil equivalents (o.e.) 
Oljedirektoratets ressursregnskap viser at de totale utvinnbare petroleumsressursene er estimert til 14,2 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) oljeekvivalenter (o.e.).
New acreage in the southeastern Barents Sea and the shelf around Jan Mayen is included in the resource accounts, which are updated as of 31 December 2013. 
Nytt område i Barentshavet sørøst og sokkelen rundt Jan Mayen er inkludert i ressursregnskapet, som er oppdatert per 31. desember 2013.
The main trends in the resource accounts for 2013 are: 
Hovedtrendene i ressursregnskapet for 2013 er:
Moderate growth in reserves 
Moderat reservetilvekst
Maturation of resources in fields and discoveries 
Modning av ressurser i felt og funn
Resource growth from 20 new discoveries in 2013 
Ressurstilvekst fra 20 nye funn i 2013
Updating of undiscovered resources 
Oppdatering av de uoppdagede ressursene
Total recoverable petroleum resources have increased by 586 million Sm3 o.e. since 2012. 
De totale utvinnbare petroleumsressursene har økt med 586 millioner Sm3 o.e. siden 2012.
There have also been increased reserves on fields, upward revision of resource estimates in discoveries, and the addition of new discoveries. 
I tillegg har det vært reserve-økninger på felt, oppjusterte ressursanslag i funn og tilvekst fra nye funn.
Reserve growth this year was 102 million Sm3 o.e., compared with 344 million Sm3 o.e. last year. 
Reservetilveksten i år har vært 102 millioner Sm3 o.e., mot 344 millioner Sm3 o.e. i fjor.
The reason for the low growth rate is that development decisions have been made only for four minor discoveries. 
Årsaken til den lave tilveksten er at bare fire små funn er besluttet utbygd.
Reserve growth from producing fields is the main contributor to the increase in reserves. 
Det er reservetilveksten fra felt i drift som bidrar til økningen i reservene.
The greatest increase is in gas reserves, where the Snøhvit field is the largest contributor. 
Det er størst økning i gass-reservene, og Snøhvit-feltet er største bidragsyter.
The Snorre, Grane and Troll fields have shown the greatest increase in oil reserves. 
Feltene Snorre, Grane og Troll har hatt størst økning i oljereserver.
In 2013, 215 million Sm3 o. e. were sold and delivered, thus reducing net reserves by 113 million Sm3 o.e. 
I 2013 ble det solgt og levert 215 millioner Sm3 o. e., slik at nettoreservene ble redusert med 113 millioner Sm3 o.e.
In 2005, the NPD set an oil reserve growth target of 800 million Sm3 by 2015. 
OD satte i 2005 et mål om en reservetilvekst for olje på 800 millioner Sm3 innen 2015.
Oil reserves increased last year by 29 million Sm3. 
Det siste året var tilvekst i oljereserver 29 millioner Sm3.
In comparison, 85 million Sm3 of oil were sold in 2013.. 
Til sammenligning ble det solgt 85 millioner Sm3 olje i 2013..
Two million Sm3 of the 2013 growth comes from discoveries the licensees have decided to develop, and 27 million Sm3 comes from fields. 
Av tilveksten i 2013 kommer 2 millioner Sm3 fra funn som ble besluttet utbygd og 27 millioner Sm3 fra felt.
Nine years after the NPD set this target, the accumulated reserve growth totals 636 million Sm3. 
Ni år etter at ODs mål ble formulert, er akkumulert reservetilvekst 636 millioner Sm3.
This is 80 per cent of the authorities' objective, and shows that it may be difficult to achieve a resource growth of 800 million Sm3 of oil by 2015. 
Dette utgjør 80 prosent av myndighetenes målsetting, og viser at det kan være vanskelig å oppnå en reservetilvekst på 800 millioner Sm3 olje innen 2015.
The Jette, Hyme, Skarv and Skuld fields came on stream in 2013, while the Glitne and Yttergryta fields were shut down. 
I 2013 begynte Jette, Hyme, Skarv og Skuld å produsere og feltene Glitne og Yttergryta ble nedstengt.
Fourteen fields were being developed at year-end. 
Ved årsskiftet var 14 felt under utbygging.
The licensees have submitted a Plan for Development and Operation (PDO) for 1/5-2 Flyndre, and PDO exemptions have been approved for the 15/3-9 Gudrun Øst, 34/8-13 A Titan phase 1 and 34/8-15 S Rhea discoveries. 
Rettighetshaverne har levert inn plan for utbygging og drift (PUD) for 1/5-2 Flyndre og det er godkjent PUD-fritak for funnene 15/3-9 Gudrun Øst, 34/8-13 A Titan fase 1 og 34/8-15 S Rhea.
According to current plans, the Brynhild, Bøyla, Fram H-Nord, Goliat, Gudrun, Knarr, Svalin and Valemon fields will come on stream in 2014. 
Feltene Brynhild, Bøyla, Fram H-Nord, Goliat, Gudrun, Knarr, Svalin og Valemon skal etter planen begynne å produsere i 2014.
Resources in planned projects for improved oil and gas recovery are called contingent resources in fields, and account for 812 million Sm3 o.e. in this year's resource accounts. 
Ressurser i planlagte prosjekter for økt olje- og gassutvinning kalles betingede ressurser i felt og utgjør i årets regnskap 812 millioner Sm3 o.e.
Potential future improved recovery measures (Resource Category 7A in the NPD's resource classification system) are included in this number. 
Mulige framtidige tiltak for økt utvinning (ressurskategori 7 A i ODs ressursklassifikasjonssystem) er inkludert i dette tallet.
This is an increase of 58 million Sm3 o.e. compared with the previous reporting. 
Det er en økning på 58 millioner Sm3 o.e . i forhold til sist rapportering.
One of the reasons for the increase is that Resource Category 7A has grown by 65 million Sm3 o.e. 
Årsaken til økningen er blant annet at ressurskategori 7A har økt med 65 millioner Sm3 o.e..
Contingent resources in fields, excluding Resource Category 7A, were reduced by 7 million Sm3 o.e as a consequence of the sanctioning of several projects in the fields. 
Betingede ressurser i felt ikke medregnet ressurskategori 7 A er redusert med 7 millioner Sm3 o.e som følge av at flere prosjekter i feltene er vedtatt.
This means that the resources in these projects have matured to reserves, and the resource volume is therefore moved from contingent resources in fields, to reserves. 
Dette medfører at ressursene i disse prosjektene er modnet til reserver og ressursmengden flyttes derfor fra betingede ressurser i felt, til reserver.
The volume of contingent resources in discoveries has increased by 76 million Sm3 o.e. compared with last year's accounts. 
Mengden av betingede ressurser i funn har økt med 76 millioner Sm3 o. e. i forhold til fjorårets regnskap.
Oil resources in discoveries have increased by 90 million Sm3, while gas resources were reduced by 14 billion Sm3. 
Oljeressurser i funn har økt med 90 millioner Sm3, mens gassressurser er redusert med 14 milliarder Sm3.
One reason for the increase in oil resources is that the resource estimate for 16/2-6 Johan Sverdrup has increased by 54 million Sm3 compared with last year’s reporting. 
Årsaken til økningen i oljeressursene er blant annet at ressursanslaget til 16/2-6 Johan Sverdrup har økt med 54 millioner Sm3 i forhold til sist rapportering.
Resource growth from discoveries made in 2013 is in addition to this. 
I tillegg kommer ressurstilveksten fra funn gjort i 2013.
As regards the new discoveries, both oil and gas growth is most significant in the Barents Sea. 
Fra de nye funnene er tilveksten i Barentshavet størst, både for olje og gass.
The reduction in contingent gas resources is due, in part, to the fact that the 7225/3-1 Norvarg discovery will probably not be produced, following disappointing appraisal well results. 
Reduksjonen i betingede gassressurser skyldes blant annet at funnet 7225/3-1 Norvarg ikke er funnet sannsynlig å utvinne etter skuffende resultat ved boring av avgrensningsbrønn.
The expected scope of the estimated volume of undiscovered resources is 2940 million Sm3 o.e., an increase of 350 million Sm3 o.e. since last year's accounts. 
Forventningsverdien til volumanslaget for de uoppdagede ressursene er 2940 millioner Sm3 o.e., en økning på 350 millioner Sm3 o.e. siden fjorårets regnskap.
This estimate includes volumes from new acreage in the southeastern Barents Sea and the shelf around Jan Mayen, amounting to 300 million Sm3 o.e and 90 million Sm3 o.e., respectively. 
Anslaget inkluderer volum fra nytt område i Barentshavet sørøst og sokkelen rundt Jan Mayen med henholdsvis 300 millioner Sm3 o.e og 90 millioner Sm3 o.e.
As regards the North Sea and the Norwegian Sea, the result of a reduction in oil resources and an increase in gas resources is based on new analyses of the plays. 
For Nordsjøen og Norskehavet er resultatet av en reduksjon i oljeressursene og økning i gass-ressursene basert på nye analyser av letemodellene.
Both oil and gas resources have been adjusted upwards for the Barents Sea. 
For Barentshavet er både olje- og gassressursene juster opp.
The range of uncertainty (P10 – P90) for the undiscovered resources is considerable, at between 1.5 and 4.8 billion Sm3 o.e. 
Usikkerhetsspennet (P10 – P90) for de uoppdagede ressursene er betydelig og ligger mellom 1,5 og 4,8 milliarder Sm3 o.e.
Figure 1 shows the distribution of the total resources. 
Figur 1 viser fordelingen av de totale ressursene.
The resource estimates are uncertain, as illustrated in the figure. 
Ressursanslagene er usikre, og dette er illustrert i figuren.
The total remaining recoverable resources are estimated at 8 billion Sm3 o.e., with a range of uncertainty (P10 – P90) of between 5.6 and 11 billion Sm3 o.e. 
De totale gjenværende utvinnbare ressursene er beregnet til 8 milliarder Sm3 o.e., med et usikkerhetsspenn (P10 – P90) på mellom 5,6 og 11 milliarder Sm3 o.e.
Figure 1: Distribution of total recoverable resources and uncertainty in estimates as of 31 December 2013. 
Figur 1: Fordeling av de totale utvinnbare ressursene og usikkerhet i estimatene pr 31.desember 2013.
Details of the resource accounts are shown in the attached tables, which can be downloaded. 
Detaljene i ressursregnsregnskapet vises i de vedlagte nedlastbare tabellene.
Contact in the NPD: Marit Arnesen, tel. 
Kontaktperson i OD: Marit Arnesen, tlf.
+47 51 87 64 33 
51 87 64 33
Among those she has met on this programme, which began in mid-October, are Nofel Khalilov (31) from Azerbaijan and Norway's Astri Fritsen (53). 
På åpningsdagen tok han i mot og håndhilste høytidelig på hver enkelt deltaker.
When he returns home, Mr Khalilov will be working on the sale of gas from Shah Deniz in the Caspian. 
De traff hverandre for første gang i Stavanger i midten av oktober og skulle være sammen i åtte uker.
Over the past decade, Socar has discovered new resources beneath this sea together with international partners, and has begun to recover that oil and gas. 
– Jeg vil gjerne finne ut hvordan Norge har greid å komme dit landet er i dag som oljeland.
“We have many oil experts in our country,” says Mr Khalilov. 
Dessuten ble jeg oppfordret av sjefen min til å søke.
"I'm hoping to learn more about gas.” 
Han har selv tatt kurset, forteller Ntlou.
“I've worked with oil and gas for years,” adds Ms Fritsen, a geologist and principal engineer in the NPD, where she has worked for 12 years. 
Hun er avdelingsdirektør i departementet for mineraler og energi i Sør-Afrika og har spesielt ansvar for å utforme rammebetingelser og premisser for landets gasspolitikk.
The courses were staged this year for the 17th time. 
Begge feltene er nå på hell.
“They not only build up expertise in countries which receive Norwegian assistance, but also develop goodwill for Norway’s oil and gas industry in all the petroleum-producing nations.” 
- For det første bidrar de til å bygge opp kompetanse i bistandslandene.
Before joining Socar, he worked for many years in international oil companies in Azerbaijan. 
Før han begynte i Socar, arbeidet han i mange år for internasjonale oljeselskap i Aserbajdsjan.
Working closely with people who have varying expertise is very interesting to Ms Ntlou. 
Rose Ntlou syntes det var spennende å jobbe tett sammen med mennesker med ulik kompetanse.
The new target was launched when the NPD presented its resource report on 3 April. 
Det nye målet ble lansert da Oljedirektoratets ressursrapport ble lagt fram 3. april.
The report provides an overview of the resources in fields and discoveries on the Norwegian shelf and describes the opportunities for creating maximum value from the remaining resources. 
Rapporten gir en oversikt over ressursene i felt og funn på norsk sokkel og beskriver mulighetene for å skape størst mulig verdier fra gjenværende ressurser.
So far, the petroleum industry has created values worth more than NOK 11 000 billion for the Norwegian society. 
Så langt har petroleumsnæringen skapt verdier for samfunnet for i overkant av 11 000 milliarder kroner.
The NPD's forecasts estimate growth in oil reserves of 950 million Sm3 over the next ten-year period. 
Oljedirektoratet har i sine prognoser anslått en vekst i oljereservene på 950 millioner Sm3 i den kommende tiårsperioden.
The new target represents an additional increase. 
Det nye målet representerer en ytterligere økning.
To realise this, future developments will have to be larger than indicated in current plans, more measures must be implemented to improve recovery and new discoveries must be made. 
For at det skal kunne realiseres, må kommende utbygginger bli større enn det som ligger i dagens planer, flere tiltak for å øke utvinningen må gjennomføres og det må gjøres nye funn.
More than 400 discoveries have been made on the Norwegian shelf since the very first discovery in 1967 through the end of 2013. 
Siden det første funnet i 1967, var det ved årsskiftet gjort over 400 funn på norsk sokkel.
Half of these have either been developed or are undergoing development, while 24 per cent are being considered for development. 
Halvparten er bygd ut eller er under utbygging, mens 24 prosent blir vurdert bygd ut.
Development is unlikely for the remainder of the discoveries. 
For resten av funnene er utbygging lite sannsynlig.
With the exception of Johan Sverdrup and Johan Castberg, the discovery portfolio mainly consists of smaller discoveries. 
Med unntak av Johan Sverdrup og Johan Castberg, består funnporteføljen for det meste av mindre funn.
So far, around NOK 3000 billion has been invested in installations, pipelines and facilities on the Norwegian Shelf. 
Hittil er det investert om lag 3000 milliarder kroner i innretninger, rørledninger og anlegg på norsk sokkel.
Continued exploitation of this infrastructure is essential for future value creation on the shelf. 
Videre utnyttelse av denne infrastrukturen er helt sentralt for framtidig verdiskaping på sokkelen.
The expectation is that most of the discoveries will be developed with seabed solutions to nearby fields, so they can make use of established infrastructure. 
De fleste funnene er ventet bygd ut med havbunnsløsning til nærliggende felt, slik at de kan dra nytte av etablert infrastruktur.
"This will mean lower unit costs and extended field lifetime, which also means that we can implement improved oil recovery measures," says director Jan Bygdevoll of the NPD. 
- Dermed blir enhetskostnadene lavere, og levetiden for infrastrukturen kan forlenges, slik at det blir mulig å sette i verk tiltak for økt utvinning, sier direktør Jan Bygdevoll i OD.
The NPD estimates that oil production will remain stable, and that gas production will increase somewhat in the years to come. 
OD anslår at oljeproduksjonen kommer til å holde seg stabil, og at gassproduksjonen øker noe framover.
Future developments will gradually contribute an ever-increasing share of the production. 
Etter hvert vil framtidige utbygginger bidra med en stadig større andel av produksjonen.
"Cost trends in the petroleum industry pose a challenge, both for developing discoveries and for project commitments that can increase recovery from a field. 
- Kostnadsutviklingen i petroleumsindustrien er en utfordring, både for utbygging av funn og for satsing på prosjekt som kan øke utvinningen på felt.
For example, drilling costs have more than doubled during the last 10 years. 
For eksempel er borekostnadene mer enn fordoblet i løpet av de siste 10 årene.
This cost growth could threaten profitability of future projects," says Bygdevoll. 
Kostnadsveksten kan true lønnsomheten i framtidige prosjekt, sier Bygdevoll.
While a high cost level means substantial challenges, there are also significant remaining resources on the shelf. 
Selv om det er store utfordringer med et høyt kostnadsnivå, er det også store gjenværende ressurser på sokkelen.
This is an important motivation for finding solutions and realising resources. 
Dette er en viktig motivasjon for å finne løsninger og realisere ressursene.
The industry has faced major challenges before, and has found solutions. 
Næringen har også tidligere hatt store utfordringer, men funnet løsninger.
On this basis, the NPD takes a positive view of further development of the Norwegian shelf. 
På denne bakgrunn har OD et positivt syn på den videre utviklingen av norsk sokkel.
The NPD's forecasts presume that the oil companies can develop and implement profitable projects, and that established infrastructure on the Shelf will be utilised soundly. 
ODs prognoser forutsetter at oljeselskapene kan utvikle og gjennomføre lønnsomme prosjekt, og at etablert infrastruktur på sokkelen blir utnyttet på en god måte.
All samples have been documented with HD video and the exact time, depth and position. 
Alle prøvetakingene er dokumentert med HD-film og nøyaktig tid, dyp og posisjon.
The video is without sound. 
Videoen er uten lyd.
The ROV expedition (ROV = remotely operated vehicle) was carried out in the final week of August last year. 
ROV-toktet (ROV = fjernstyrt undervannsfartøy) ble gjennomført den siste uka i august i fjor.
Williams was the NPD’s representative on the Seabed Worker vessel. 
Williams var ODs representant på skipet Seabed Worker.
Professor Rolf Birger Pedersen from the University of Bergen was in charge of the expedition and Nils Rune Sandstå was the project manager. 
Professor Rolf Birger Pedersen, ved Universitetet i Bergen, var toktansvarlig og Nils Rune Sandstå var prosjektansvarlig.
They found the columnar basalt in the south-western part of the Gjallar Ridge in the western Norwegian Sea, and it is similar to what can be found at the tourist attractions Giant’s Causeway in Northern Ireland and Devil’s Tower in the US. 
Søylebasalten fant de i den sørvestlige del av Gjallarryggen vest i Norskehavet og ligner det som finnes ved turistattraksjonen Giant’s Causeway i Nord-Irland og Devil's Tower i USA.
Early in the formation of the North Atlantic, lava penetrated the surrounding sedimentary mudstone and then cooled, forming columnar basalt. 
Tidlig i dannelsen av Nord-Atlanteren har lava trengt inn den omkringliggende sedimentære slamsteinen, og har deretter avkjølt som søylebasalt.
“The sedimentary rocks were not impacted significantly by the heat from the volcanic incident,” says Williams. 
"De sedimentære bergartene er lite påvirket av varmen fra den vulkanske hendelsen," kommenterer Williams.
Both the Gjallar Ridge and Vøringsutstikkeren are connected to the Jan Mayen fracture zone. 
Både Gjallarryggen og Vøringutstikkeren er tilknyttet Jan Mayen bruddsone.
The exposed ridge sequence that was examined is remarkable, since this is the conjugated margin (conjugated = binding two things together) after the separation from what was then the northern part of Jan Mayen on eastern Greenland in the Paleocene/Eocene. 
Den blottlagte ryggsekvensen som er undersøkt er enestående, siden dette er den konjugerte marginen (konjugert = å binde to ting sammen) etter separasjonen fra datidens nordlige del av Jan Mayen på Øst-Grønland i paleocen/eocen.
“The examined areas are characterised by steep terrain and deep water. 
"Områdene som er undersøkt preges av bratt terreng og dypt vann.
They are relatively unexplored, and this is the first time this area has been filmed. 
De er lite utforsket, og det er første gangen det er blitt filmet.
There is less benthic life there than what we saw on the seabed along the Jan Mayen ridge,” says Williams. 
Det er mindre bentisk liv der enn vi så på havbunnen langs Jan Mayen Ryggen," sier Williams.
The deepest sample that could be dated (water depth of 2900 metres) is Campanian (Upper Cretaceous) from the southern part of the Gjallar Ridge. 
Den dypeste daterbare prøven (2900 meters havdyp) har campan alder (øvre kritt) fra den sørlige delen av Gjallarryggen.
The material which has been dated is mudstone from an open marine environment. 
Materialet som er datert, er slamstein fra et åpent marint miljø.
All the material collected near the Gjallar Ridge is located ‘sub-basally’, i.e. beneath the extrusive basalt that was formed when lava flowed onto the seabed 56 million years ago, in the transition from Paleocene to Eocene. 
Alt materialet som er samlet inn ved Gjallarryggen ligger «sub-basalt», altså under den ekstrusive basalten som ble dannet da lava strømmet ut på havbunnen for femtiseks millioner år siden, i overgang paleocen-eocen.
The samples were taken with an ROV fitted with a chain saw. 
Prøvene ble tatt med ROV med påmontert motorsag.
The chain saw is actually intended for the concrete industry, but works excellently in deep waters. 
Motorsaga er egentlig beregnet for betongindustri, men fungerer utmerket ved stort havdyp.
This tool was also used to collect material from the seabed off Jan Mayen in 2012. 
Dette verktøyet ble også brukt til å samle inn materiale fra havbunnen utenfor Jan Mayen i 2012.
A powerful grab was used in some locations to collect rocks. 
Noen steder ble det brukt en kraftig gripearm for å hente ut stein.
“Overall, we collected material from 39 unique sub-basalt levels in seven dives on the southern Gjallar Ridge, and 26 samples in three dives near Vøringsutstikkeren,” says Nils Rune Sandstå. 
"Til sammen ble det samlet inn materiale av 39 unike sub-basalt nivåer fordelt på 7 dykk sør på Gjallarryggen og 26 prøver fordelt på 3 dykk ved Vøringsutstikkeren," forteller Nils Rune Sandstå.