natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The 2017 Resource report for fields and discoveries will be published exclusively digitally for the first time. 
Ressursrapport for felt og funn 2017 publiseres for første gang utelukkende digitalt.
Link to the report >> 
Lenke til rapport >>
In this round, 102 blocks/parts of blocks will be announced, divided among 9 in the Norwegian Sea and 93 in the Barents Sea. 
I denne runden lyses det ut 102 blokker/deler av blokker, fordelt på 9 i Norskehavet og 93 i Barentshavet.
“The Norwegian Petroleum Directorate’s analyses show that the greatest undiscovered resource potential on the Norwegian shelf is in the Barents Sea. 
«Oljedirektoratets analyser viser at det største uoppdagede ressurspotensialet på norsk sokkel er i Barentshavet.
It is therefore important to facilitate acreage for petroleum activities in this sea area,” says Sissel Eriksen, exploration director. 
Det er derfor viktig å tilrettelegge areal for petroleumsvirksomhet i dette havområdet,» sier Sissel Eriksen, direktør for leting.
“The interest there is substantial, which is reflected by the fact that 2017 will be a record-year with regard to exploration wells drilled in the Barents Sea. 
«Interessen der er stor, noe som gjenspeiles i at 2017 blir et rekordår med tanke på letebrønner boret i Barentshavet.
Several of these will also be significant for the blocks now being announced in the 24th round,” says Eriksen. 
Flere av disse vil også ha betydning for blokkene som nå lyses ut i 24 runde,» kommenterer Eriksen.
In addition to the many exciting areas in the Barents Sea, several attractive areas in the Norwegian Sea will also be announced in this round. 
I tillegg til de mange spennende områdene i Barentshavet er det også flere attraktive områder i Norskehavet som lyses ut denne gangen.
“This licensing round will contribute to maintaining a high activity level and we look forward to the results in the years to come.” 
«Denne konsesjonsrunden bidrar til å holde aktivitetsnivået oppe, og vi ser fram til resultatene i årene som kommer.»
The Government aims to award new production licences in the first half of 2018. 
Regjeringen tar sikte på tildeling av nye utvinningstillatelser første halvdel av 2018.
24th licensing round - announcement >> 
24. konsesjonsrunde - utlysning >>
Wellbore 6607/2-1 will be drilled from the Transocean Leader drilling facility at the following position coordinates: 66° 49' 20,18” North and 7° 22' 15,50” East. 
Brønnbane 6607/2-1 skal bores fra boreinnretningen Transocean Leader i posisjon 66° 49' 20,18” nord og 07° 22' 15, 50” øst.
The drilling programme for wellbore 6607/2-1 applies to drilling of a wildcat well in a production licence. 
Boreprogrammet for brønnbane 6607/2-1 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn.
The area in this production licence encompasses the following blocks 6607/1, 6607/2 and 6607/4 in the northern part of the Northern Sea southeast of the gas discovery 6707/10-1. 
Arealet i denne utvinningstillatelsen består av blokkene 6607/1, 6607/2 og 6607/4 og ligger i nordlig del av Norskehavet sørøst for gassfunnet 6707/10-1.
The production licence was awarded in the 18. licensing round in 2004. 
Utvinningstillatelsen ble tildelt i 18. tildelingsrunde i 2004.
Well 6607/2-1 is the first wildcat well in this production licence. 
Brønn 6607/2-1 er den første letebrønnen i denne utvinningstillatelsen.
The drilling permit is conditional upon the operator obtaining all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity commences. 
Boretillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boringen starter.
This was production well 31/2-Y-21 AY2H on the Troll field in the North Sea. 
Det var produksjonsbrønn 31/2-Y-21 AY2H på Troll-feltet i Nordsjøen.
All wildcat and production wells drilled on the Norwegian shelf since 1966 have been registered in the Fact Pages with wellbore designation and well ID. 
Alle undersøkelses- og produksjonsbrønner som er boret på norsk sokkel siden 1966 er registrert på faktasidene med brønnbanebenevnelse og brønn-ID.
The Troll well was assigned number 6000 in this overview. 
Det er på denne oversikten Troll-brønnen har tikket inn som nummer 6000.
Scientific wells and shallow drilling activity are not included in this list. 
Vitenskapelige brønner og grunne boringer er ikke med på denne lista.
The NPD's Core Store includes core and cuttings samples from virtually all exploration wells drilled, in addition to all cores and substantial volumes of cuttings from all producing fields. 
I ODs steinlager er det prøver fra borekjerner og kaks fra så godt som alle letebrønner som er boret, i tillegg finnes alle kjerner og mye borekaks fra samtlige produserende felt.
This is all accessible to the general public. 
Alt dette er tilgjengelig for allmennheten.
The same applies for information about e.g. pressure, temperature, porosity and permeability in the wells. 
Det samme er informasjon om for eksempel trykk, temperatur, porøsitet og permeabilitet i brønnene.
"The companies should not compete for raw data. 
«Selskapene skal ikke konkurrere om rådata.
Many come to study cross-sections of core samples, often in connection with applications for Awards in Predefined Areas (APA) or ordinary licensing rounds. 
Mange kommer for å studere utsnitt av borekjerner, ofte i forbindelse med søknader til Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) eller ordinære konsesjonsrunder.
Today, there is a six-week waiting list for such visits. 
I dag er det seks ukers ventetid for slike besøk.
"For example, once Johan Sverdrup (previously Aldous/Avaldsnes) was proven in 2010, there was considerable interest in examining cores from the discovery well," says data steward Per Henning Sæle in the NPD. 
«Etter at Johan Sverdrup (tidligere Aldous/Avaldsnes) ble påvist i 2010, var det for eksempel stor rift om å undersøke kjerner fra funnbrønnen,» opplyser dataforvalter Per Henning Sæle i OD.
Others want to do more than just look, they want physical samples from fluids, cuttings or cores. 
Andre vil mer enn å bare se, de vil ha fysiske prøver fra væsker, borekaks eller kjerner.
They must submit a well-substantiated application with a project description, issue, what they will be using the interpretation for and how much material they think they need. 
De må sende en godt begrunnet søknad med en prosjektbeskrivelse, problemstilling, hva de skal bruke tolkningen til og hvor mye materiale de mener de trenger.
"The NPD's sample release committee, which consists of four geologists, considers applications each week, including how much material the applicant will receive. 
«ODs frigivningskomite, som består av fire geologer, vurderer søknader hver uke, også hvor mye materiale søkeren skal få.
Normally, we aren't talking about more than a few grams," says Robert Williams. 
Det er vanligvis ikke snakk om mange grammene,» sier Robert Williams.
Whereas cores and physical samples end up in storage, key data is registered and published on the Fact Pages. 
Mens kjerner og fysiske prøver havner på lager, registreres nøkkeldata som legges ut på faktasidene.
Reports and logs are entered into the Diskos database, which is a national repository for exploration and production information from the Norwegian shelf. 
Rapporter og logger legges inn i Diskos-databasen, som er et nasjonalt datalager for lete- og utvinningsinformasjon fra norsk sokkel.
The Diskos group currently comprises more than 50 members (oil companies). 
Diskos-gruppen teller i dag over 50 medlemmer (oljeselskap).
Diskos also includes more than 20 associated members (non-oil companies and Norwegian universities). 
I tillegg har Diskos over 20 assosierte medlemmer (ikke-oljeselskap og norske universiteter).
The NPD has core samples from all exploration and production wells drilled on the Norwegian shelf. 
OD har kjerneprøver fra alle lete- og produksjonsbrønner som er boret på norsk sokkel.
Read more >> 
Les mer >>
Byrding is an oil and gas field located in block 35/11. 
Byrding er et olje- og gassfelt som ligger i blokk 35/11.
The field is developed with a two-branched well drilled from an available slot on the existing subsea template at Fram H-Nord. 
Feltet er bygd ut med en togrensbrønn boret fra en ledig slisse på den eksisterende havbunnsrammen på Fram H-Nord.
“It is very positive that Byrding has now been developed and has started to produce. 
«Det er svært positivt at Byrding nå er bygd ut og satt i produksjon.
This contributes to value creation, both for society and for the licensees,” says Arvid Østhus, the Norwegian Petroleum Directorate’s assistant director for the northern North Sea. 
Det bidrar til å skape verdier både for samfunnet og rettighetshaverne,» sier Arvid Østhus, underdirektør for nordlige Nordsjøen i Oljedirektoratet.
He also emphasises the importance of efficient utilisation of existing infrastructure, and notes the good and positive cooperation by the companies which has resulted in a good development solution. 
Han understreker videre viktigheten av at eksisterende infrastruktur her blir utnyttet effektivt og at selskapene har samarbeidet godt for å få utviklet en god løsning.
The Byrding field is located in production licence 090 B. 
Byrding-feltet ligger innenfor utvinningstillatelse 090 B.
Topics: Development and operations | Production Licences 
Tema: Utbygging og drift | Utvinningstillatelser
The Norwegian Petroleum Directorate has recently mapped the eastern part of the northern Barents Sea – an area of about 170,000 square kilometres, 10,000 square kilometres larger than the Norwegian part of the North Sea. 
Oljedirektoratet har nylig kartlagt den østlige delen av Barentshavet nord – et område på om lag 170.000 kvadratkilometer, 10.000 kvadratkilometer større enn den norske delen av Nordsjøen.
A large part of this is located in the previously disputed area, and most of the new information has been collected after the demarcation line agreement with Russia entered into force in the summer of 2011. 
En stor del av dette ligger i det tidligere omstridte området, og mesteparten av den nye informasjonen er samlet inn etter at delelinjeavtalen med Russland trådte i kraft sommeren 2011.
The share of undiscovered resources in the Barents Sea has thus been increased from 50 to nearly 65 per cent of the total undiscovered resources on the Norwegian shelf. 
Andelen uoppdagede ressurser i Barentshavet er dermed oppjustert fra 50 til nesten 65 prosent av de totale uoppdagede ressursene på norsk sokkel.
The resources in the new area are estimated at 1.4 billion standard cubic metres of oil equivalents. 
Ressursene i det nye området er anslått til 1,4 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
This is equivalent to 14 Johan Castberg fields, and more than five times the Snøhvit field. 
Det er like stort som 14 Johan Castberg-felt, og mer enn fem ganger Snøhvit-feltet.
Map of the Norwegian continental shelf showing the new area. 
Kart over norsk sokkel med det nye området markert.
“This figure is naturally associated with some uncertainty. 
«Tallet er naturligvis usikkert.
It could turn out to be lower or it could be much higher,” says Director General Bente Nyland, adding that about 60 per cent of the resources are likely liquids, and the rest is gas. 
Det kan vise seg å være lavere eller det kan være mye høyere,» sier oljedirektør Bente Nyland, og legger til at om lag 60 prosent av ressursene trolig er væske, og resten gass.
The expected total resources are about the same in the mapped part of the northern Barents Sea as in the southern Barents Sea, but the northern part is only half the size of the southern part. 
De forventede totale ressursene er omtrent like store i den kartlagte delen av Barentshavet nord som i Barentshavet sør, men den nordlige delen er bare halvparten så stor som den sørlige.
“This means that the mapped area in the north has about twice the resource potential per square kilometre as the southern Barents Sea,” says Nyland. 
«Det vil si at det kartlagte arealet i nord har omtrent dobbelt så stort ressurspotensial per kvadratkilometer som Barentshavet sør,» påpeker Nyland.
Since 2012, the NPD has worked on an assignment from the Norwegian Parliament to map the Norwegian sea area in the eastern part of the northern Barents Sea. 
Siden 2012 har OD på oppdrag fra Stortinget arbeidet med å kartlegge det norske havområdet i den østlige delen av Barentshavet nord.
The area has not been opened for petroleum activities. 
Området er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet.
The updated map of the northern Barents Sea shows an exciting landscape that consists of basins, platforms and highs. 
Det oppdaterte kartet over det nordlige Barentshavet viser et spennende landskap som består av bassenger, plattformer og høyder.
According to Nyland, ridges are most important from a geological viewpoint. 
Fra et geologisk synspunkt er det høydedragene som ifølge Nyland er mest interessante.
Good examples are the Utsira High in the North Sea and the Loppa High in the southern Barents Sea. 
Gode eksempler er Utsirahøgda i Nordsjøen og Lopphøgda i Barentshavet sør.
The Utsira High is home to Johan Sverdrup and several other fields, and oil has been discovered, so far, in the Alta and Gohta prospects on the Loppa High. 
På Utsirahøgda ligger Johan Sverdrup og flere andre felt, og på Lopphøgda er det så langt funnet olje i Alta og Gohta-prospektene.
“In the northern part of the Barents Sea it is particularly the Storbank high, the Sentralbank high and the Kong Karl platform that we consider promising,” concludes the Director General. 
«I den nordlige delen av Barentshavet er det særlig Storbankhøgda, Sentralbankhøgda og Kong Karl-plattformen vi anser som lovende,» sier oljedirektøren til slutt.
Mapped area. 
Kartlagt område
Topics: Resource accounts & analysis | Geology 
Tema: Ressursregnskap og analyser | Geologi
Fifteen wells are slated for drilling, two more than in the record year 2014. 
15 brønner er planlagt boret, to flere enn i toppåret 2014.
“This is a significant increase, and shows a very positive development in the Barents Sea,” said Director General Bente Nyland at the Barents Sea Conference in Hammerfest today, Tuesday, 25 April. 
«Dette er en markant økning, og viser en svært gledelig utvikling i Barentshavet,» sa oljedirektør Bente Nyland på Barentshavkonferansen i Hammerfest i dag, tirsdag 25. april.
An important milestone in 2017 will be to uncover the potential for discovering oil and gas in the southeastern Barents Sea – a recently opened area that was awarded in the 23rd licensing round and where no exploration wells have yet been drilled. 
En viktig milepæl i 2017 blir å avdekke potensialet for å finne olje og gass i Barentshavet sørøst – et nyåpnet område som ble tildelt i 23 konsesjonsrunde og hvor det ennå ikke er boret letebrønner.
According to Nyland, this is where the probability of making a discovery is greatest. 
Ifølge Nyland er det her det er størst mulighet for å gjøre store funn.
This summer, Statoil will drill the first wildcat well to the northeast in the area, and this well will become very important in the work on mapping the geology in this part of the Barents Sea. 
I sommer skal Statoil bore den første undersøkelsesbrønnen nordøst i området, og denne brønnen blir svært viktig i arbeidet med å kartlegge geologien i denne delen av Barentshavet.
“The well could confirm whether there is petroleum in the area, and will provide us with invaluable knowledge about the subsurface,” said the Direct General. 
«Brønnen vil kunne bekrefte om det er petroleum i området, og vil gi oss uvurderlig kunnskap om undergrunnen,» sa oljedirektøren.
Statoil will also drill five/six wildcat wells in the Barents Sea. 
Statoil skal i tillegg bore fem/seks undersøkelsesbrønner i Barentshavet.
Lundin is also planning to drill two new wildcat wells and several appraisal wells in the Alta/Gohta area. 
Lundin planlegger dessuten å bore to nye undersøkelsesbrønner og flere avgrensningsbrønner i Alta/Gohta-området.
Lundin has already made an oil and gas discovery in the Barents Sea this year. 
Lundin har allerede gjort et olje- og gassfunn i Barentshavet i år.
This has been named Filicudi, and it is estimated to contain between 5.5 and 16 million standard cubic metres of recoverable oil equivalents. 
Det har fått navnet Filicudi, og er beregnet å inneholde mellom 5,5 og 16 millioner standard kubikkmeter utvinnbare oljeekvivalenter.
As of today, three new field developments are planned in the Barents Sea: Johan Castberg, Alta/Gohta and Wisting. 
Per i dag er tre nye felt planlagt bygget ut i Barentshavet: Johan Castberg, Alta/Gohta og Wisting.
Submission of the development plan for Johan Castberg is expected at the end of the year, and production is scheduled to start in 2022. 
Utbyggingsplanen for Johan Castberg er ventet innlevert i slutten av året, og produksjonen er planlagt å starte i 2022.
On the Goliat field, operator Eni and Statoil are planning to start producing from the Snadd formation during the course of the year. 
På Goliat-feltet planlegger operatøren Eni sammen med Statoil å begynne å produsere fra Snadd-formasjonen i løpet av året.
Snadd has increased the oil reserves on Goliat by 1.2 million standard cubic metres (7.5 million barrels), which Nyland was very happy to hear. 
Snadd har økt oljereservene på Goliat med 1,2 millioner standard kubikkmeter (7,5 millioner fat), noe Nyland var godt fornøyd med.
“We also expect more wells to be drilled on Goliat to help improve recovery from the field even further,” she said. 
«Samtidig forventer vi at det blir boret flere brønner på Goliat som kan bidra til å øke utvinningen fra feltet enda mer,» sa hun.
On Snøhvit, the Askeladd discovery – made in 1981 – will be developed in 2020-2021. 
På Snøhvit skal Askeladd-funnet – som ble gjort i 1981 - bygges ut i 2020-2021.
This will help maintain production on the field for many years to come. 
Dette bidrar til å opprettholde produksjonen på feltet i mange år framover.
This means that the discoveries must be even larger than in the North Sea and the Norwegian Sea, or must be coordinated in order to become profitable. 
Det betyr at funnene må være større enn i Nordsjøen og Norskehavet, eller de må samordnes for at de skal lønne seg å bygge ut.
“If the companies join forces to find good transport and development solutions in the area, the threshold for developing discoveries in the Barents Sea could become much lower,” said Bente Nyland. 
«Hvis selskapene går sammen om å finne gode transport- og utbyggingsløsninger i området, kan terskelen for å bygge ut funn i Barentshavet bli mye lavere,» sa Bente Nyland.
She mentioned Barents Sea Oil Infrastructure, a project where multiple companies are looking at the possibilities of developing a joint oil terminal at Veidnes in Nordkapp municipality, as a good initiative. 
Hun trakk fram Barents Sea Oil Infrastructure, et prosjekt hvor flere selskaper ser på mulighetene for å bygge en felles oljeterminal på Veidnes i Nordkapp kommune, som et godt initiativ.
“This can both contribute to reduced transport costs for the companies and will help create activity in Finnmark,” said Nyland. 
«Dette kan både bidra til reduserte transportkostnader for selskapene og skape aktivitet i Finnmark,» sa Nyland.
Topics: Wells | Development and operations 
Tema: Brønner | Utbygging og drift
In its application, operator ExxonMobil refers to current estimates which indicate production until the end of 2022. 
Operatør ExxonMobil viser i søknaden til dagens estimater som tilsier produksjon fram til utgangen av 2022.
Sigyn’s subsea facilities comprise wells and a subsea template, a pipeline to Sleipner A, as well as an umbilical for controlling and monitoring of wells. 
Sigyns undervannsanlegg omfatter brønner og havbunnsramme, rørledning til Sleipner A samt kontrollkabel for styring og overvåkning av brønner.
A new development well was drilled on Sigyn in 2016, which has contributed to the extended lifetime. 
Det ble boret en ny utvinningsbrønn på Sigyn i 2016, og denne brønnen bidrar til forlenget levetid.
The Sigyn field encompasses the deposits Sigyn Vest, which contains gas and condensate, and Sigyn Øst, which contains light oil. 
Sigyn-feltet omfatter forekomstene Sigyn Vest, som inneholder gass og kondensat, og Sigyn Øst som inneholder lettolje.
The field was developed with a subsea template connected to the Sleipner Øst platform. 
Feltet ble bygget ut med en havbunnsramme koblet til Sleipner Øst-plattformen.
Production started in 2002. 
Produksjonen startet i 2002.
Original oil deposits amounted to 1.2 million standard cubic metres (7.5 million barrels). 
Opprinnelige oljeforekomster var 1,2 millioner standard kubikkmeter (7,5 millioner fat).
Remaining oil to produce is estimated at 0.9 million standard cubic metres (5.6 million barrels). 
Gjenstående olje å produsere anslås til 0,9 millioner standard kubikkmeter (5,6 millioner fat).
Out of the original gas reserves of 8 million standard cubic metres, about 1 million remains to produce. 
Av opprinnelige gassreserver på 8 millioner standard kubikkmeter gjenstår det anslagsvis 1 million å produsere.
The recoverable reserves in Gina Krog total 16.8 million standard cubic metres (Sm3) of oil, 11.8 billion Sm3 of gas and 3.2 million tonnes of NGL. 
De utvinnbare reservene på Gina Krog er 16,8 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje, 11,8 milliarder Sm3 gass og 3,2 millioner tonn NGL.
“Gina Krog is an important contribution towards maintaining a high level of profitable production from the shelf,” says Tove Francke, the Norwegian Petroleum Directorate’s Assistant Director for the Southern North Sea. 
«Gina Krog er et viktig bidrag til å opprettholde en høy og lønnsom produksjon fra sokkelen,» sier Tove Francke, Oljedirektoratets underdirektør for Nordsjøen sør.
She also praises the licensees, headed by the operator, for a well-executed project that delivered on schedule and on budget. 
Hun berømmer også rettighetshaverne, med operatøren i spissen, for et godt gjennomført prosjekt som kom i havn til planlagt tid og kostnad.
The field was developed with a production facility resting on the seabed and an oil storage ship at a water depth of 110-120 metres. 
Feltet er bygget ut med en bunnfast produksjonsinnretning og et lagerskip for olje på 110-120 meters havdyp.
The oil is exported via buoy loaders, and the gas is sent to the Sleipner A platform for final processing. 
Oljen eksporteres via bøyelasterskip, og gassen sendes til Sleipner A-plattformen for sluttprosessering.
Gas for injection is imported from Zeepipe 2A (Gassled). 
Gass til injeksjon blir importert fra Zeepipe 2A (Gassled).
This means that three out of four fields on or near the Utsira High are producing. 
Med dette er tre av fire felt på eller nær Utsirahøgda kommet i produksjon.
Edvard Grieg started in November 2015, while Ivar Aasen followed in December of last year. 
Edvard Grieg startet i november 2015, mens Ivar Aasen fulgte etter i desember i fjor.
Johan Sverdrup is expected to start producing in late 2019. 
Johan Sverdrup er ventet å komme i produksjon sent i 2019.
Gina Krog has been prepared for phasing in current and future discoveries in the area, and will be tied in to a planned joint solution to supply the Utsira High with power from shore. 
Gina Krog er tilrettelagt for å fase inn nåværende og framtidige funn i området, og skal knyttes til en planlagt felles løsning for å forsyne Utsirahøgda med kraft fra land.
This will be in place in 2022. 
Den skal være på plass i 2022.
Gina Krog is developed with a seabed production facility and a storage ship for oil. 
Gina Krog er bygget ut med bunnfast produksjonsinnretning og et lagerskip for olje.
(Illustration: Statoil) 
(illustrasjon: Statoil)
Wellbore 25/1-11 will be drilled from the drilling facility Aker Barents at position 59° 47’ 25.1’’ North and 02°13’ 6.4” East upon completion of drilling the appraisal well 6407/12-2 for GDF SUEZ E&P Norge AS in production licence 469. 
Brønnbane 25/1-11 skal bores fra boreinnretningen Aker Barents i posisjon 59° 47’ 25.1’’ Nord og 02°13’ 6.4” Øst etter avslutning av boring av avgrensningsbrønnen 6407/12-2 for GDF SUEZ E&P Norge AS i utvinningstillatelse 469.