natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Kyrre Olaf Johansen, managing director of Entra Eiendom, is very satisfied with the new building: “Professor Olav Hanssensvei 10 is an important environmental building for Entra. 
Administrerende direktør i Entra Eiendom, Kyrre Olaf Johansen, er godt fornøyd med nybygget: ”Professor Olav Hanssensvei 10 er et viktig miljøbygg for Entra.
It sets the standard for our other development projects,” he says. 
Det er med å sette standard for våre andre utviklingsprosjekter,” sier han.
It is important to the NPD that the building underpins the Directorate’s identity. 
For Oljedirektoratet er det viktig at bygget skal fortelle noe om ODs identitet.
Therefore, geology and colours from the geological time scale have been used as a background for interior design and decoration. 
Derfor er geologien, med fargene fra den geologiske tidsskala, brukt som bakgrunn for interiør og utsmykning.
Part of the building’s decoration is a 70 meters long poster showing the earth’s geological history 
Byggets utsmykning viser blant annet jordens geologiske historie i en 70 meter lang veggplakat.
A seismometer has been set up in the reception area which can register earthquake activity across the entire globe. 
I resepsjonen er det satt opp et seismometer som registrerer jordskjelvaktivitet over hele kloden.
In the same area, an ichthyosaurus fossil from the Triassic Age approximately 230 million years ago is on display. 
I samme område er det utstilt en fossil fiskeøgle fra trias for cirka 230 millioner år siden.
It was found by NPD geologists while doing field work on Svalbard in 2007. 
Den ble funnet av OD-geologer på feltarbeid på Svalbard i 2007.
The NPD has collaborated with the University of Oslo on transport and preparation. 
Oljedirektoratet har samarbeidet med Universitetet i Oslo om transport og preparering.
The Petroleum Safety Authority Norway (PSA), a separate agency which was split from the NPD in 2004, will also have new offices at Ullandhaug. 
Også Petroleumstilsynet, som ble skilt ut fra Oljedirektoratet som egen etat i 2004, skal inn i nye, påbygde lokaler på Ullandhaug.
The work on renovating the NPD’s and PSA’s old offices is now going full force, so parts of the area will still be a construction zone for a little while longer. 
Arbeidet med å renovere de gamle lokalene til Oljedirektoratet og Petroleumstilsynet er nå i full gang, så deler av området vil fortsatt være en byggeplass en stund framover.
Scheduled completion is by 31 December 2012. 
Det planlegges ferdigstilt 31. desember 2012.
In total, the building mass will be 37,000 square metres, making this one of Entra’s largest construction projects. 
Totalt blir bygningsmassen på 37.000 kvadratmeter.
Links: 
Les mer om nybygget:
Monitors movements in the earth´s crust 
Overvåker bevegelser i jordskorpa
Triassic ichthyosaurus on Svalbard 
En fiskeøgle fra trias
Updated seahorse 
Oppdatert havhest
Geological time – a colourful story 
Jordens alder – en fargerik historie
The analysis of NOx measures (TiltaksanalyseforNOx.pdf)describes possible NOx-reducing measures in the onshore industry, domestic shipping and the energy plants on the Norwegian continental shelf. 
TiltaksanalyseforNOx.pdf for Nox tar for seg mulige NOx-reduserende tiltak innenfor fastlandsindustrien, innenlands skipsfart og energianleggene på norsk kontinentalsokkel.
The study also contains information on the costs of the various measures. 
Utredningen inneholder også informasjon om kostnadene ved de ulike tiltakene.
By ratifying the Gothenburg protocol of 1999, Norway has committed itself to reducing its annual emissions of nitrogen oxides (NOx) to 156,000 tonnes by 2010, which is a reduction of about 45,000 tonnes in relation to the forecasts. 
Norge har ved ratifikasjon av Gøteborgprotokollen av 1999 forpliktet seg til å redusere de årlige utslippene av nitrogenoksider (NOx) til 156 000 tonn innen 2010, en reduksjon på ca 45 000 tonn i forhold til prognosene.
If Norway is to keep this commitment, major new measures must be introduced in several sectors. 
Det må gjennomføres vesentlige nye tiltak innenfor flere sektorer for at Norge skal kunne overholde denne forpliktelsen.
New requirements were also proposed for energy plants offshore and for parts of the onshore industry. 
Det ble også varslet nye krav til energianleggene på sokkelen og til deler av fastlandsindustrien.
Flexible policy instruments used across sectors, such as taxes and third-party measures, were also proposed. 
Mulig bruk av fleksible virkemidler på tvers av sektorer, som avgift og tredjepartstiltak, ble også varslet.
This policy gained broad support during the Storting's consideration of the White Paper. 
Denne politikken fikk bred tilslutning ved Stortingets behandling av meldingen.
The analysis of NOx measures is based on previous studies from the Norwegian Petroleum Directorate ("Study of potential measures to reduce NOx on the shelf" link ), SFT and the Maritime Directorate, in addition to work carried out by Det Norske Veritas on assignment from the Ministry of the Environment and SFT. 
Tiltaksanalyse for NOx bygger på tidligere utredninger fra Oljedirektoratet, SFT og Sjøfartsdirektoratet, i tillegg til arbeider utført av Det Norske Veritas på oppdrag fra Miljøverndepartementet og SFT.
Read the press release from the Ministry of the Environment: Can reduce NOx emissions by 30 per cent before 2010 
Les pressemeldingen fra Miljøverndepartementet: Kan redusere NOx-utslippene med 30 prosent før 2010
Geo Pacific 
Det seismiske fartøyet Geo Pacific
This data will now be prepared to be sold as one data package towards the end of 2011. 
Disse dataene gjøres klar for salg som én datapakke mot slutten av 2011.
The NPD will release more detailed information at a later date. 
OD kommer tilbake seinere med mer detaljert informasjon.
The seismic data package will contain processed data from the following surveys: 
Den seismiske datapakken vil inneholde prosesserte data fra følgende undersøkelser:
Survey 
Survey
Nordland VII /Troms II 
Nordland VII /Troms II
NPD-LOF1-07 
NPD-LOF1-07
2615 km 
2615 km
NPD-LOF1-08 
NPD-LOF1-08
11 688 km 
11 688 km
Troms II 
Troms II
NPD-LOF2-08 
NPD-LOF2-08
697 km² 
697 km²
Nordland VII 
Nordland VII
NPD-LOF1-09 
NPD-LOF1-09
1258 km² 
1258 km²
NPD-TRII-09 
NPD-TRII-09
805 km² 
805 km²
Download: Table (pdf) 
Last ned: Tabellen (pdf)
The NPD issues the resource report every second year. 
OD sin ressursrapport blir gitt ut annakvart år.
The report presented a proactive vision of the future for the Norwegian petroleum activities. 
Der blei det presentert eit offensivt bilete for framtida til norsk petroleumsverksemd.
The report indicates that committed efforts are needed in four areas in order to realise this vision: 
For at dette biletet skal bli ein realitet, må det satsast på fire område, noko OD sluttar seg til:
Production from producing fields must be increased 
Utvinninga frå felt i produksjon må aukast
Commercial discoveries must be developed 
Drivverdige funn må byggast ut
Companies must explore in areas that are open for petroleum activity 
Selskapa må leite i områder som er opne for petroleumsverksemd
The authorities must open new areas for petroleum activities. 
Myndigheitene må opne nye område for petroleumsverksemd.
A number of major discoveries were made in the Barents Sea and the North Sea this year. 
Det er gjort fleire store funn i Barentshavet og Nordsjøen i år.
These discoveries confirm that, so far, 2011 has been one of the most interesting years on the Norwegian shelf for quite some time, and this also reinforces the view of the future as it is presented in the Storting White Paper. 
Desse funna understrekar at 2011 så langt har vore eit av dei mest interessante åra på norsk sokkel på lang tid, og dei støttar opp om regjeringa sitt framtidsbilete.
These new discoveries are not included in the statistics presented in the report, as all resource figures are updated and reported as of 31 December 2010. 
Dei nye funna ikkje er inkludert i statistikken som blir presentert i rapporten, ettersom alle ressurstala er oppdatert per 31. desember 2010.
The major oil discoveries in the North Sea prove that the APA scheme (awards in predefined areas) and the changes made in exploration policy are yielding results. 
Dei store oljefunna i Nordsjøen syner at TFO-ordninga (tildeling i førehandsdefinerte område) og endra leitepolitikk gir resultat.
Lundin’s 16/2-6 (”Avaldsnes”) discovery was made in an area awarded in APA 2009, and Statoil’s 16/2-8 (”Aldous Major South”) discovery was made in an area awarded in the North Sea Round in 2000 (precursor to the APA scheme). 
Lundin sitt funn 16/2-6 (”Avaldsnes”) blei gjort i eit område som blei tildelt i TFO 2009, og Statoil sitt funn 16/2-8 (”Aldous Major South”) blei gjort i et område som blei tildelt i Nordsjørunden i 2000 (forløparen til TFO-ordninga).
The discoveries made in 2011 confirm what the NPD has been saying for quite some time now – specifically, that significant undiscovered resources still remain on the Norwegian shelf. 
Funna i 2011 stadfester det OD har sagt lenge – nemleg at det framleis er store uoppdaga ressursar igjen på norsk sokkel.
The remaining resources can form the basis for considerable production and value creation for many decades to come. 
Ressursane som er igjen kan legge grunnlag for betydeleg produksjon og verdiskaping i mange tiår framover.
The NPD expects future oil and gas production to remain at current levels for the next ten years, in spite of a gradual decline in production from the major fields. 
OD ventar at framtidig olje- og gassproduksjon kjem til å halde seg på same nivå som i dag dei neste ti åra, til tross for gradvis fall i produksjonen frå dei store oljefelta.
Measures to increase recovery and starting up production from discoveries will contribute to maintaining production. 
Tiltak for auka utvinning og oppstart av produksjon frå funn bidrar til å oppretthalde produksjonen.
After 2020, production from undiscovered resources will account for an increasing share of the expected production. 
Etter 2020 vil produksjon frå uoppdaga ressursar utgjere ein aukande del av forventa produksjon.
The uncertainty attached to the forecast for the next few years is largely linked to production of the reserves. 
For dei nærmaste åra er usikkerheita i prognosen i stor grad knytt til produksjon av reservane.
There is also uncertainty regarding when discoveries will be developed and put into production, and how much they will produce. 
I tillegg er det usikkert når funn blir bygte ut og sette i produksjon og kor mykje dei vil produsere.
Over the longer term, the uncertainty increases due to the fact that undiscovered resources account for a gradually larger share of expected production. 
På lengre sikt aukar usikkerheita på grunn av at uoppdaga ressursar utgjer ein gradvis større del av forventa produksjon.
Obviously, this uncertainty is greatest in the areas that are not yet open for petroleum activity. 
Usikkerheita er sjølvsagt størst i dei områda som ennå ikkje er opna for petroleumsverksemd.
There is also uncertainty surrounding what future technological development can contribute to realise the resource base on the Norwegian shelf. 
Det også usikkert kva framtidig teknologiutvikling kan bidra med for å realisere ressursbasen på norsk sokkel.
A natural assumption is that the undiscovered resources in the North Sea will grow as a consequence of the 16/2-6 (”Avaldsnes”) and 16/2-8 (”Aldous Major South”) discoveries. 
Det er naturleg å tru at dei uoppdaga ressursane for Nordsjøen vil auke som følgje av funna 16/2-6 (”Avaldsnes”) og 16/2-8 (”Aldous Major South”).
The discovery success rate on the Norwegian shelf is very high in an international context. 
Funnsuksessen på norsk sokkel er svært høg i internasjonal målestokk.
Progressive exploration, technological development and new knowledge increase the likelihood of new discoveries. 
Stegvis utforsking, teknologisk utvikling og ny kunnskap gjer det meir sannsynleg å gjere nye funn.
In 1980, discoveries were made in around 25 per cent of the exploration wells. 
I 1980 var det gjort funn i rundt 25 prosent av leitebrønnane.
In 2010, this figure was 55 per cent. 
I 2010 var det tilsvarande talet 55 prosent.
However, the average size of the discoveries that are made is much smaller than before. 
Men funna som blir gjort, er i snitt mykje mindre enn før.
International experience shows that the largest discoveries are made early in the exploration phase of a new petroleum province, and that discovery size gradually decreases. 
Internasjonal erfaring viser at dei største funna blir gjort tidleg i utforskingsfasen i ein ny petroleumsprovins, og at funnstørrelsen går gradvis ned.
This is also the case on the Norwegian shelf. 
Slik er det også på norsk sokkel.
However, 16/2-6 (”Avaldsnes”) and 16/2-8 (”Aldous Major South”) show that there will always be exceptions. 
16/2-6 (”Avaldsnes”) og 16/2-8 (”Aldous Major South”) viser at det alltid vil vere unntak.
In the autumn of 2010, the NPD analysed exploration profitability in the period from 2000-2010. 
Hausten 2010 analyserte OD kor lønsamt det var å leite i perioden 2000-2010.
Even though the discoveries made on the Norwegian shelf during this period were relatively small and exploration costs were high, the analysis showed that this exploration activity generated substantial value, both for the companies and for the Norwegian society. 
Sjølv om funna på norsk sokkel i denne perioden var relativt små og leitekostnadene høge, viser analysen at leiteverksemda har tilført både selskapa og samfunnet store verdiar.
Statoil (including the former Hydro) is responsible for more than half of the values created through exploration in the last ten years. 
Statoil (inkludert tidlegare Hydro) står for meir enn halvparten av verdiane som er skapt gjennom leiting dei siste ti åra.
The analysis also shows that the “new companies”, i.e. companies that have been awarded their first production licence after 1999, have made considerable contributions. 
Analysen viser også at dei ”nye selskapa”, altså selskap som har fått tildelt sitt første utvinningsløyve etter 1999, har gitt store bidrag.
In the last two years, new companies have accounted for around half of the value creation from exploration. 
Dei to siste åra har dei nye selskapa stått for rundt halvparten av verdiskapinga frå leiting.
Resources in discoveries that have not been approved for development as of 31 December 2010 amount to five per cent of the total expected resources on the Norwegian shelf, and nine per cent of the remaining resources. 
Ressurser i funn som ikkje er vedtatt utbygd per 31. desember 2010 utgjer fem prosent av dei totale forventa ressursane på norsk sokkel og ni prosent av dei attverande ressursane.
History proves that most discoveries are developed, but it may take some time. 
Denne Historia viser at dei fleste funn blir bygt ut, men at det kan ta tid.
The average lead time, i.e. from when a discovery is made until production starts, is twelve years. 
I snitt går det tolv år frå det blir gjort funn til produksjonen tek til (ledetid).
Lead time is normally longer for gas discoveries than for oil discoveries. 
Ledetida er vanlegvis lenger for gassfunn enn for oljefunn.
Smaller discoveries commonly require access to available capacity in process and transport facilities in order to be profitable. 
Mindre funn krev i stor grad tilgang til ledig kapasitet i prosess- og transportanlegg for at utbygginga skal bli lønsam..
Since 2005, 25 of 30 developments have entailed subsea templates. 
Sidan 2005 er 25 av 30 utbyggingar vedtatt bygt ut med brønnrammer.
Production from subsea wells surpassed production from wells on fixed facilities in 2010. 
Produksjonen frå havbotnsbrønnar passerte produksjonen frå brønnar på faste innretningar i 2010.
On average, according to current plans, more than half of the originally existing oil will remain in the reservoirs. 
I snitt blir meir enn halvparten av den opprinneleg tilstedeværende oljen i reservoarene liggande igjen etter dagens planar.
It is therefore important to continue work to improve recovery from today’s fields. 
Det er derfor viktig å fortsetta arbeidet for å auka utvinninga fra dagens felt.
Injection of water and gas has made a substantial contribution towards the high oil recovery rate on the Norwegian shelf. 
Injeksjon av vatn og gass har bidrege mykje til den høge oljeutvinninga på norsk sokkel.
Injection is particularly important in increasing oil recovery. 
Injeksjon er særleg viktig for å auke oljeutvinninga.
In many cases, gas injection yields better oil drainage than water injection. 
Gassinjeksjon gir i mange tilfeller ei betre oljedrenering enn vassinjeksjon.
The volume of water injected for pressure support has been reduced after 2004. 
Mengda injisert vatn for trykkstøtte er redusert etter 2004.
This is due to several factors, such as major reductions on Gullfaks and Draugen, and the late phase project on Statfjord. 
Dette heng mellom anna saman med ein stor reduksjon på Gullfaks og Draugen.
Some of the decline in injection can be attributed to shut-in injection wells. 
Noko av nedgangen i injeksjon kan skyldast stengte injeksjonsbrønnar.
This can be part of the drainage strategy on some fields, while on other fields injection wells may be shut in for longer periods of time due to lack of maintenance. 
På enkelte felt kan dette vere ein del av dreneringsstrategien, mens på andre felt kan injeksjonsbrønnar vere stengt i lengre periodar på grunn av mangel på vedlikehald.
Injection wells constitute a long-term recovery measure that is important for responsible resource management and long-term value creation. 
Injeksjonsbrønnar er eit langsiktig utvinningstiltak som er viktig for forsvarleg ressursforvaltning og langsiktig verdiskaping.
Drilling and maintaining injection wells is therefore a priority. 
Det er difor viktig at boring og vedlikehald av injeksjonsbrønnar blir prioritert.
The licensees themselves have identified drilling and wells as the most effective short-term means of extracting more oil from fields in operation. 
Rettshavarane har sjølv identifisert boring og brønn som den mest effektive måten for å få ut meir olje frå felt i drift på kort sikt.
Consequently, more and more wells will have to be drilled to extract a given volume of oil. 
Det vil difor bli nødvendig å bore stadig fleire brønnar for å få ut eit gitt oljevolum.
Fewer development wells are drilled now than around the year 2000, and plans for drilling new wells are being postponed. 
Det blir bora færre utvinningsbrønnar no enn rundt år 2000, og planar om boring av nye brønnar blir utsett.
We could risk losing reserves if this trend continues. 
Vi kan miste reservar dersom denne trenden held fram.
In addition to injection and drilling of wells, it is important that advanced injection methods and new technology are developed and qualified through field tests. 
I tillegg til injeksjon og boring av brønner er det viktig at avanserte injeksjonsmetoder og ny teknologi utvikles og kvalifiseres gjennom felttester.
This can further improve recovery. 
Dette vil dette kunne auke utvinninga ytterligare.
The NPD is concerned by the trend towards delaying or cancelling many technology projects and pilot tests. 
OD er uroa av tendensen til at mange teknologiprosjekt og pilotforsøk blir forsinka eller blir kansellert.
Continued focus on research, development and implementation of new technology is decisive for future value creation from the Norwegian shelf. 
Fortsatt fokus på forskning, utvikling og implementering av ny teknologi vil vera avgjerande for framtidig verdiskaping frå norsk sokkel.
Access to human resources and talent is another critical factor. 
Tilgang på menneskelege ressurser og talent er også ein kritisk faktor.
Therefore, it is important that young people see that the industry has a long-term perspective, and is worthy of their commitment. 
Derfor er det viktig at unge mennesker ser at virksomheten har eit langsiktig perspektiv og er verdt å satse på.
In these terms, the new discoveries may well have helped dispel the notion that petroleum is a sunset industry! 
Slik sett kan dei nye funna ha bidratt til å endre forestillingen om at verksemda er ein solnedgangsindustri!
Courage is also a key factor in maintaining a high level of value creation. 
I tillegg er det viktig med mot for å holde verdiskapinga på eit fortsatt høgt nivå.
Extracting maximum value from fields already in operation while the infrastructure in still in place, is vital. 
Å få mest mogleg ut av felt som allerede er i drift mens det fortsatt er infrastruktur på plass er avgjerande.
In the past, we have seen that close follow-up by the authorities has proved beneficial when important decisions must be made. 
Tett oppfølging fra styresmaktene har tidligare vist seg nyttig når viktige avgjerder skal tas.
This will also be the case in the years to come. 
Det vil nok også vera viktig framover.
At the same time, it is crucial that we have licensees who combine the willingness to take risks with a long-term perspective, professional expertise and creativity, and thus contribute to expanding the boundaries of the achievable. 
Samtidig er det avgjerande med rettshavarar som kombinerer vilje til å ta risiko med langsiktig tenkning, fagleg tyngde og kreativitet, og på den måten bidreg til å flytte grenser for kva som er mogleg å oppnå.
An English version of the report will be available later this autumn. 
Les rapporten her >>
Norwegian Continental Shelf no.1-2011 >> 
Norsk Sokkel nr.1-2011>>
The drilling program for wellbore 2/9-4 applies to drilling of a wildcat well in production licence 273 in the southern part of the North Sea. 
Boreprogrammet for brønnbane 2/9-4 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 273 i den sørlige delen av Nordsjøen.
ConocoPhillips Skandinavia AS is the operator with an ownership interest of 35 per cent. 
ConocoPhillips Skandinavia AS er operatør med en eierandel på 35 %.
The other licensees are StatoilHydro Petroleum AS with an ownership interest of 30 per cent, Wintershall Norge AS with 25 per cent and DONG E&P with 10 per cent. 
Øvrige rettighetshavere er StatoilHydro Petroleum AS med en eierandel på 30 prosent, Wintershall Norge AS med en eierandel på 25 prosent og Dong E&P Norge med en eierandel på 10 prosent.
The acreage in the production licence consists of block 2/9, which was awarded in 2002 (NSA 2001). 
Arealet i utvinningstillatelsen består av hele blokk 2/9 som ble tildelt i 2002 (NST 2001).
Wellbore 2/9-4 is the first exploration wellbore to be drilled in the production licence and will be drilled from the drilling facility Mærsk Gallant. 
Brønnbane 2/9-4 er den første letebrønnen som bores i utvinningstillatelsen og skal bores fra boreinnretningen Mærsk Gallant.
The drilling permit presumes that other permits and consents required by other authorities are secured before the drilling activity commences. 
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Fact pages v.2 will have improved functionality and contain more information than the old pages. 
Faktasider versjon 2 har betre funksjonalitet og inneheld meir informasjon enn dei gamle sidene.
The NPD has a national responsibility for the data from the Norwegian continental shelf. 
OD har eit nasjonalt ansvar for data frå norsk kontinentalsokkel.
The NPD’s data, overviews and analyses make up an important fact basis for the oil and gas activities. 
OD sine data, oversikter og analysar utgjer eit viktig faktagrunnlag for olje- og gassverksemda.
The users are mainly oil company experts, journalists, oil analysts and oil company computer systems. 
Brukarane er hovudsakleg fagfolk i oljeselskap, journalistar, oljeanalytikarar og datasystem i oljeselskap.
The old pages – Fact pages v.1 – were launched online in 1999. 
Dei ”gamle” sidene – Faktasider versjon 1 – vart lansert på nettet i 1999.
The pages have seen a lot of traffic since then, about 1000 users per day (unique IP addresses), and the feedback has been good, says Hans Stokka, project manager for Fact pages v.2. 
Sidene har hatt mykje trafikk, om lag 1000 brukarar per dag (eintydige IP-adresser), og tilbakemeldingane har vore gode, seier Hans Stokka, prosjektleiar for Faktasidene versjon 2.