natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The rules also emphasised the necessity of having competent stewardship and stable framework conditions. 
Det ble også lagt vekt på nødvendigheten av en kompetent forvaltning og stabile rammevilkår.
"This slow, incremental opening of the shelf means that, 50 years later, we have yet to reach the halfway point of the resources we believe are in place," says Nyland. 
«En sakte åpning av sokkelen gjør at vi etter 50 år ennå ikke er halvveis til hva vi tror finnes av ressurser,» sier Nyland.
The actual licensing round was announced on 13 April 1965. 
Selve konsesjonsrunden ble lyst ut 13. april 1965.
A total of 278 blocks were included in the announcement, and this round remains the single most extensive in Norwegian oil history. 
Til sammen 278 blokker var med i tilbudet, og runden er den desidert mest omfattende i norsk oljehistorie.
Virtually the entire block system south of the 62nd parallel was announced. 
Så godt som hele blokksystemet sør for 62. breddegrad ble lagt ut.
Norway's sector of the continental shelf includes a total of 315 blocks or parts of blocks. 
Norges del av kontinentalsokkelen omfatter totalt 315 blokker eller deler av blokker.
The only blocks excluded in the first licensing round were those that bordered the median line toward Denmark and Sweden. 
De som ble holdt utenfor i første konsesjonsrunde var de som grenset til midtlinjen mot Danmark og Sverige.
The application deadline was in June of the same year. 
Søknadsfristen utløp i juni samme år.
When the deadline expired, there were eleven applications on the desk of Jens Evensen, the chair of the newly formed State Oil Council, a body which would have "recommending authority in all cases relating to exploration and exploitation of subsea petroleum deposits on the Norwegian continental shelf". 
Da forelå de elleve søknader på skrivebordet til Jens Evensen, som var formann i det nyopprettede Statens oljeråd, et organ som skulle ha «innstillende myndighet i alle saker vedrørende utforsking og utnyttelse av undersjøiske petroleumsforekomster på den norske kontinentalsokkelen».
The applicants expressed interest in a total of 81 blocks, 78 of which were awarded to 9 companies. 
Søkerne viste interesse for til sammen 81 blokker, 78 av disse ble tildelt til sammen 9 selskap.
Esso's discovery of traces of hydrocarbons in Balder in production licence 001 (block 25/11) in 1967 attracted attention. 
Det vakte oppsikt da Esso fant spor av hydrokarboner i Balder i utvinningstillatelse 001. blokk 25/11 i 1967.
The main field was discovered in 1974, and started production in the autumn of 1999. 
Hovedfeltet ble oppdaget i 1974, og feltet produksjonen startet høsten 1999.
“If the operator Esso had had access to the data that was available in 2010, the well could have been drilled in a different location – and then Johan Sverdrup would have been the first commercial oil discovery on the Norwegian shelf,” says Bente Nyland. 
«Hadde operatøren Esso hatt tilgang til de dataene som fantes i 2010, kunne brønnen vært plassert et annet sted – og da kunne Johan Sverdrup vært det første kommersielle oljefunnet på norsk sokkel,» sier Bente Nyland.
Instead, Ekofisk became the first commercial discovery, after 33 exploration wells. 
I stedet ble Ekofisk det første kommersielle funnet, etter 33 letebrønner.
The discovery was made in 1969. 
Funnet ble gjort i 1969.
Hand coloured fifty-year-old. 
Håndkolorert femtiårsjubilant.
The first continental shelf map from 1965. 
Det første sokkelkartet fra 1965.
Awards in predefined areas 2015 (APA 2015) - announcement >> 
Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2015 (TFO 2015) - Utlysning >>
The conference is a joint initiative between the NPD and FME SUCCESS, the national centre for CO2 storage, and will be held at the NPD. 
Seminaret er et felles initiativ mellom OD og FME SUCCESS, nasjonalt senter for CO2 lagring, og arrangeres hos OD.
Around 50 Norwegian and international guests will attend the conference. 
Rundt 50 deltakere fra inn- og utland deltar på seminaret.
The first section comprises CO2 storage forums, where players from companies, research institutions, academia, and industry with relevant activities within CO2 storage on the Norwegian shelf participate on a regular basis. 
Første del består av CO2-lagringsforum, hvor aktører fra selskaper, forskningsinstitusjoner, akademia og industri som har aktuelle aktiviteter innen lagring av CO2 på norsk sokkel jevnlig deltar.
The research centre FME SUCCESS (Subsurface CO2 storage – critical elements and superior strategy) is responsible for the second part of the event, which is the centre's annual autumn conference. 
Forskningssenteret FME SUCCESS (Subsurface CO2 storage – critical elements and superior strategy) er ansvarlig for den andre delen av arrangementet, som er senterets årlige høstseminar.
Core samples from Snøhvit This year, the programme focuses on the Snøhvit field in Barents Sea, and includes a workshop where we will look at actual cores from the Snøhvit reservoir. 
Studerer kjerner fra Snøhvit I år har programmet fokus på Snøhvit-feltet i Barentshavet, og det inkluderer en workshop hvor man ser på faktiske kjerner fra Snøhvit-reservoaret.
The centre has partners from industry and academia, and its objective is to provide a solid technical basis for CO2 injection, storage and monitoring, as well as contribute to strategic knowledge, and learning and development of new expertise. 
Senteret har partnere fra industri og akademia, og har som mål å gi et godt faglig grunnlag for CO2-injeksjon, -lagring og -overvåking samt bidra innen strategisk kunnskap, og læring og utvikling av ny kompetanse.
"It is important and beneficial that the expert communities come together and share knowledge related to CO2 storage. 
«Det er viktig og nyttig at fagmiljøene kommer sammen og deler kunnskap om aktiviteter relatert til CO2-lagring.
The CO2 storage forum, established by the NPD in 2009, is a professional arena where technical challenges and questions concerning methods and data are discussed," says Wenche Tjelta Johansen, assistant director of exploration in the NPD. 
CO2-lagringsforumet, som OD etablerte i 2009, er en faglig arena der tekniske utfordringer og spørsmål om metode og datamateriale diskuteres,» sier Wenche Tjelta Johansen, som er underdirektør innen leting i OD.
She adds that participants in the storage forum have expressed that they benefit greatly from the discussions and the information received – and that the NPD received good and constructive feedback on its work to create an atlas of possible CO2 storage sites on the Norwegian shelf (The CO2 Storage Atlas). 
Hun sier videre at deltakerne i lagringsforumet har uttrykt at de har stor nytte av diskusjonene og informasjonen de får – og at OD fikk gode og konstruktive tilbakemeldinger i arbeidet med å lage et atlas over mulige lagre for CO2 på norsk sokkel (CO2-lagringsatlaset).
At the conference, geologist Jasminka Mujezinovic, will give a presentation on cores and oil samples that are available at the NPD. 
På seminaret skal geolog Jasminka Mujezinovic holde en presentasjon om kjerner og oljeprøver som er tilgjengelige hos OD.
Geologist Andreas Bjørnestad will present the NPD's digital CO2 storage atlas. 
Geolog Andreas Bjørnestad skal presentere ODs digitale CO2-lagringsatlas.
The participants also receive a guided tour of the core storage with geologist Robert Williams. 
Deltakerne får også en omvisning i kjernelageret med geolog Robert Williams.
The conference is held on 21 and 22 October. 
Seminaret arrangeres 21. og 22. oktober.
See the programme for conference >> 
Se programmet for seminaret >>
Learn more about the NPD's CO2 storage atlas >> 
Les mer om ODs Co2-lagringsatlas >>
Learn more about Success >> 
Les mer om Success >>
Topics: Storage and use of CO2 
Tema: Lagring og bruk av co2
“Goliat is the first oil field to be developed in the Barents Sea and is thus an important step in the further development of this petroleum province. 
«Goliat er det første oljefeltet som er bygget ut i Barentshavet og dermed en viktig brikke for den videre utvikling av denne petroleumsprovinsen.
The project has encountered considerable challenges along the way, but the Norwegian Petroleum Directorate is now looking forward to production start-up and a long operation phase,” says Øyvind Kirkhus, assistant director of field development and operation. 
Prosjektet har møtt betydelige utfordringer underveis, men Oljedirektoratet ser nå fram til produksjonsstart og en lang driftsfase,» sier Øyvind Kirkhus, som er underdirektør for utbygging og drift.
“We applaud the licensees for their courageous decisions and look forward to a continued good cooperation.” 
«Vi berømmer rettighetshaverne for djerve beslutninger og ser fram til et fortsatt godt samarbeid.»
Goliat 
Goliat
The field has been developed with a circular, floating facility with integrated storage and offloading systems (FPSO), fixed in place with anchors. 
Feltet er bygget ut med en sirkulær, fast oppankret flytende innretning med integrerte lager og lastesystemer (FPSO).
This is a new type of production facility on the Norwegian shelf. 
Denne typen produksjonsinnretning har ikke tidligere vært tatt i bruk på norsk sokkel.
The facility will be supplied with power from land via a 100 km long sea cable. 
Innretningen skal forsynes med kraft fra land via en rundt 100 kilometer lang sjøkabel.
The production systems on the seabed consist of eight templates, each with four well slots and associated systems, pipelines and risers for production and injection, as well as cables used to control valves and distribute chemicals. 
Produksjonssystemene på havbunnen består av åtte rammer hver med fire brønnslisser og tilhørende systemer, rør og stigerør for produksjon og injeksjon samt kabler for styring av ventiler og distribusjon av kjemikalier.
Goliat is an oil and gas discovery in production licences 229 and 229B (link to the Fact Pages) in the southwestern part of the Barents Sea, about 85 km northwest of Hammerfest. 
Goliat er et olje- og gassfunn i utvinningstillatelsene 229 og 229B (lenke til faktasidene) i den sørvestlige delen av Barentshavet, rundt 85 kilometer nordvest for Hammerfest.
Eni Norge is the operator with an ownership interest of 65 per cent, Statoil is a licensee with a 35 per cent interest. 
Eni Norge er operatør med en andel på 65 prosent, Statoil er rettighetshaver med 35 prosent.
The sea depth in the area is 320 - 420 metres. 
Havdypet i området er mellom 320 og 420 meter.
The development plan for the field (PDO) stipulates production of hydrocarbons from the Realgrunnen and Kobbe reservoirs. 
Utbyggingsplanen for feltet (PUD) legger opp til at det skal produseres hydrokarboner fra Realgrunnen- og Kobbe-reservoarene.
The recoverable oil reserves from these reservoirs are estimated at 28 million Sm3 of oil. 
De utvinnbare oljereservene fra disse reservoarene er estimert til 28 millioner Sm3 olje.
The gas will be injected for pressure support in the initial phase, but is planned be exported later on. 
Gassen skal injiseres for trykkstøtte i den første fasen, men den skal etter planene eksporteres seinere.
When that will happen depends on how production develops and the establishment of transport solutions. 
Når det skal skje, avhenger av produksjonsforløpet og etablering av transportløsninger.
Recoverable gas reserves are estimated at around eight billion Sm3. 
De utvinnbare gassreservene er beregnet til rundt åtte milliarder Sm3.
Final consent to start production is also contingent on securing approval from the Petroleum Safety Authority Norway and the Norwegian Environment Agency. 
Endelig samtykke til produksjonsstart forutsetter også godkjenning fra Petroleumstilsynet og Miljødirektoratet.
(Article updated 15.01.2016) 
(Saken oppdatert 15.01.2016)
The Gullfaks project is the second major seabed gas compression project that will be initiated, after the Norwegian Petroleum Directorate granted consent for the start-up of Åsgard subsea compression in July 2015. 
Gullfaksprosjektet er det andre store prosjektet for gasskompresjon på havbunnen som igangsettes, etter at Oljedirektoratet ga samtykke til oppstart av Åsgard havbunnskompresjon i juli 2015.
"Technology development is a key to improved recovery and extended lifetime for fields on the Norwegian shelf," says principal engineer Astri Fritsen of the Norwegian Petroleum Directorate. 
«Teknologiutvikling er en nøkkel til økt utvinning og forlenget levetid for feltene på norsk sokkel,» sier sjefingeniør Astri Fritsen i Oljedirektoratet.
"For Gullfaks, this gas compression means extended lifetime and an increase in the gas recovery rate from Gullfaks Sør Brent from 62 to 74 per cent." 
«For Gullfaks betyr gasskompresjonen forlenget levetid og en økning i utvinningsgraden for gass fra Gullfaks Sør Brent fra 62 til 74 prosent.»
The compressor station and the umbilical installed on the seabed on Gullfaks will push the well stream from templates D, L, M, and N up. 
Kompressorstasjonen og kontrollkabelen som er installert på havbunnen på Gullfaks skal presse opp brønnstrømmen fra havbunnsrammene D, L, M og N.
Production is scheduled to start no later than October of this year. 
Produksjonen skal etter planen starte seinest i oktober i år.
In addition to accelerating gas production and extending the period when the gas capacity on the Gullfaks C facility is utilised, the new infrastructure will increase the gas and condensate reserves from the reservoirs on Gullfaks Sør Brent and Rimfaks Brent. 
I tillegg til å akselerere gassproduksjonen og forlenge perioden hvor gasskapasiteten på Gullfaks C-innretningen utnyttes, vil den nye infrastrukturen øke gass- og kondensatreservene fra reservoarene i Gullfaks Sør Brent og Rimfaks Brent.
This also enables the realisation of additional resources in the greater Gullfaks area. 
Den gjør det også mulig å realisere tilleggsressurser i Gullfaks-området.
According to Fritsen, the technology can be used on other new and existing fields in the future. 
Ifølge Fritsen kan teknologien i tiden framover også tas i bruk på andre nye og eksisterende felt.
Relevant news article: 
Relevant nyhetsaktikkel:
The NPD considers plan for new development on the Halten Bank - 6406/3-8 >> 
OD behandlar plan for ny utbygging på Haltenbanken - 6406/3-8 >>
Press release from the MPE: 
Pressemelding fra OED:
Maria development plan approved (only in Norwegian) >> 
Maria utbyggingsplan godkjent >>
Expected recoverable resources from Edvard Grieg total 29 million standard cubic metres of oil equivalents (182 million bbls o.e.), mainly oil. 
Forventede utvinnbare ressurser fra Edvard Grieg er 29 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (182 millioner fat o.e.), hovedsakelig olje.
The field's start-up is in accordance with the Plan for Development and Operation (PDO). 
Feltets oppstart skjer i tråd med Plan for utbygging og drift (PUD).
Development costs have increased somewhat, but the increase is within the uncertainty range of plus/minus 20 per cent in the investment estimate in the PDO. 
Utbyggingskostnadene har økt noe, men økningen ligger innenfor usikkerhetsspennet på pluss/minus 20 prosent i investeringsanslaget i PUD.
The PDO estimate was 22.8 billion kroner (2015-NOK). 
PUD-estimatet var 22,8 milliarder kroner (2015-kroner), mens rapportert investeringsanslag endte på 24,8 milliarder 2015-kroner.
The Edvard Grieg field, production licence 338, is situated on the Utsira High, about 35 kilometres south of the Grane and Balder fields. 
Edvard Grieg-feltet i utvinningstillatelse 338 ligger på Utsirahøgda, om lag 35 kilometer sør for feltene Grane og Balder.
The field is developed with a fixed platform, resting on the seabed. 
Feltet er bygd ut med en bunnfast produksjonsinnretning.
The oil is transported by pipeline (EGOP) to the Grane oil pipeline and on to the Sture terminal north of Bergen. 
Oljen blir transportert i en rørledning (EGOP) til Grane oljerør og videre til Sture-terminalen nord for Bergen.
The gas is transported in a separate pipeline (UHGP), which is tied in to the pipeline network on the UK side (SAGE). 
Gassen blir transportert i en egen rørledning (UHGP), som er knyttet til rørledningsnettet på britisk side (SAGE).
When plans were made for developing Edvard Grieg and neighbouring field Ivar Aasen, a decision was made to coordinate the development solutions for the fields. 
Da planene for utbygging av Edvard Grieg og nabofeltet Ivar Aasen ble lagt, ble det besluttet at utbyggingsløsningene for disse feltene skulle samordnes.
This means that oil and gas from Ivar Aasen will undergo final processing on Edvard Grieg, and will be routed on from there in the same transport systems. 
Det innebærer at olje og gass fra Ivar Aasen skal ferdigprosesseres på Edvard Grieg, og derfra sendes videre i de samme transportsystemene.
Production from Ivar Aasen is scheduled to start in late 2016. 
Produksjonen på Ivar Aasen er planlagt å starte sent i 2016.
The plan furthermore calls for tying in other discoveries in the area to Edvard Grieg as capacity gradually becomes available. 
Andre funn i området planlegges knyttet opp mot Edvard Grieg etter hvert som det blir ledig kapasitet.
Edvard Grieg will supply power to Ivar Aasen. 
Edvard Grieg skal dekke kraftbehovet til Ivar Aasen.
The licensees in PL 338 are cooperating with other licensees on the Utsira High to find a joint solution for power supply from land. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 338 samarbeider med andre rettighetshavere på Utsirahøgda om en felles løsning for kraftforsyning fra land.
(Foto: Lundin) 
(Foto: Lundin)
The boundaries of the shelf were laid out, and the first – and largest – licensing round was announced. 
Grensene på sokkelen ble lagt, og den første – og største - konsesjonsrunden lyst ut.
On 9 April 1965, the rules shaping petroleum activities on the Norwegian shelf were stipulated in a Royal Decree. 
Den 9. april 1965 ble reglene for petroleumsvirksomheten på norsk sokkel fastsatt i en kongelig resolusjon.
Just four days later, the first licensing round was announced for 278 blocks in the North Sea, south of the 62nd parallel. 
Bare fire dager etter ble den første konsesjonsrunden, for 278 blokker i Nordsjøen sør for 62 breddegrad, lagt ut.
The announcement came two months after Norway and the United Kingdom had signed a treaty dividing the continental shelf according to the median line principle. 
Utlysningen kom to måneder etter at Norge og Storbritannia hadde undertegnet en avtale om fordele kontinentalsokkelen seg imellom etter midtlinjeprinsippet.
A similar treaty was signed with Denmark on 8 December the same year. 
Den 8. desember samme år ble en tilsvarende avtale inngått med Danmark.
At the end of the 1950s, Norwegian geologists had ruled out the possibility of oil and gas deposits off the Norwegian coast. 
På slutten av 1950-tallet hadde norske geologer avvist muligheten for at det fantes olje- og gassforekomster utenfor norskekysten.
However, the vast Groningen gas discovery in the Netherlands in 1959 caused many people to reconsider the possibility of finding petroleum under the seabed in the North Sea. 
Men det store gassfunnet i Groningen i Nederland i 1959 gjorde at flere så med nye øyne på muligheten for å finne petroleum i havbunnen under Nordsjøen.
First out was oil company Phillips Petroleum in the autumn of 1962 with a request to the authorities for permission to conduct geological surveys on the shelf. 
Høsten 1962 var oljeselskapet Phillips Petroleum først ute med å be myndighetene om tillatelse til å gjøre geologiske undersøkelser på sokkelen.
Several other international companies followed, with applications for exclusive rights to explore for oil in specific areas. 
Flere internasjonale selskaper fulgte på, med søknader om å få enerett på å lete etter olje i bestemte områder.
"Norway’s sovereignty over the Norwegian continental shelf for exploration and exploitation of subsea natural resources” was proclaimed in May 1963. 
I mai 1963 ble "Norges statshøyhet over norsk kontinentalsokkel for utforskning og utnyttelse av undersjøiske naturforekomster" proklamert.
This Act confirmed that the Norwegian State was the owner of the Norwegian continental shelf, and that only the Government could grant permission for exploration and production. 
Loven slo fast at staten var grunneier på norsk kontinentalsokkel, og at bare regjeringen kunne gi tillatelse til leting og utvinning.
The first announcement received 11 applications, and 22 production licences for 78 blocks were awarded in August 1965. 
Den første utlysningen fikk 11 søknader, og i august 1965 ble 22 utvinningstillatelser for 78 blokker tildelt.
It took four more years before the first major oil discovery was made – Ekofisk. 
Deretter tok det fire år før det første store oljefunnet – Ekofisk – ble gjort.
The 23rd licensing round was announced on 20 January of this year, for 57 blocks and parts of blocks in all of the three maritime zones outside Norway. 
Den 20. januar i år ble den 23. konsesjonsrunden lyst ut, for 57 blokker og deler av blokker i alle de tre havområdene utenfor Norge.
The conclusion is that sharing information benefits all parties. 
Konklusjonen er at deling av kunnskap gagner alle.
This is in line with the ambition of the Force collaboration forum, which is to “play an important role in future value creation on the Norwegian shelf”. 
Dette er i tråd med ambisjonen til samarbeidsforumet Force, som er å «spille en viktig rolle i framtidig verdiskaping på norsk sokkel».
The goal is to facilitate cooperation between companies, authorities and expert communities. 
Målet er å legge til rette for samarbeid mellom selskaper, myndigheter og kompetansemiljøer.
“It is impressive that Force is still going strong. 
«Det er imponerende at Force fortsatt holder på.
This is probably because the forum is still relevant and pertinent,” says Dag Bering, the NPD geologist who originally conceived the idea that led to Force. 
Det skyldes nok at forumet fortsatt er relevant og aktuelt,» sier Dag Bering, geologen i OD som i sin tid fikk ideen til Force.
When it started, Force consisted of 13 companies, the Norwegian Petroleum Directorate and the Research Council of Norway. 
I starten bestod Force av 13 selskaper, Oljedirektoratet og Norsk Forskningsråd.
At the time, Force only addressed issues relating to improved recovery. 
Den gang jobbet Force bare med spørsmål rundt økt utvinning.
The collaboration forum is now, as then, for companies that are qualified as licensees on the Norwegian shelf. 
Samarbeidsforumet er nå, som da, for selskaper som er kvalifiserte som rettighetshavere på norsk sokkel.
As of today, nearly 50 companies have joined. 
Per i dag er i underkant av 50 selskaper med.
Force’s primary focus areas are improved exploration (IE) and improved oil and gas recovery (IOGR). 
Forces hovedfokusområder er forbedret leting (Improved exploration, IE) og forbedret olje- og gassutvinning (Improved oil and gas recovery, IOGR).
Each area is led by a technical committee with members from eight companies, while many of the seminars and meetings are organised by various network groups. 
Hvert av områdene ledes av en teknisk komite med medlemmer fra åtte selskaper, mens mange av seminarene og møtene skjer i regi av ulike nettverksgrupper.
Joint industry projects (JIPs) are another collaborative arena – here the companies identify joint issues with specific challenges and establish projects across production licences. 
En annen samarbeidsarena er prosjektgruppene (JIP) – her har selskapene identifisert felles problemstillinger med konkrete utfordringer og etablerer prosjekter på tvers av utvinningstillatelsene.
“Member companies pay about NOK 40,000 per year and there is, in principle, a ‘zero budget’. 
«Medlemsbedriftene betaler vel 40.000 kroner i året og det er i prinsippet et «null budsjett».
The funds are spent on administration and joint activities,” says Eva Halland, who is an NPD geologist and chair of the Force secretariat. 
Pengene brukes til administrasjon og fellesaktiviteter,» sier Eva Halland, som er geolog i OD og leder for Force-sekretariatet.
The NPD also participates in Force – both as a member, secretariat and accountant; 1.5 full-time equivalents have been allocated for secretariat tasks. 
Oljedirektoratet deltar nemlig også i Force – både som medlem, sekretariat og regnskapsfører.