natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Development concept for Utgard (Illustration: Statoil) 
Utbyggingskonsept for Utgard (Illustrasjon: Statoil)
According to the plan, the production facility on Utgard will be tied in to facilities on Sleipner, where the wellstream will be processed and metred. 
Produksjonsanlegget på Utgard skal etter planen kobles opp mot innretninger på Sleipner, hvor brønnstrømmen vil bli prosessert og målt.
The Utgard gas, which contains significant CO2, will enter the already installed facility on Sleipner for reduction and injection of CO2. 
Utgard-gassen, som inneholder mye CO2, vil gå inn i det allerede installerte anlegget på Sleipner for reduksjon og injeksjon av CO2.
The gas will then be exported on to the Gassled pipeline system, while the unstable condensate will be transported to Kårstø for further processing and export. 
Gassen kommer videre til å bli eksportert til rørsystemet Gassled, mens det ustabile kondensatet vil bli transportert til Kårstø for videre prosessering og eksport.
Significant sums have been invested in infrastructure on the Norwegian shelf, and the NPD wants to ensure sound and efficient utilisation of this infrastructure: 
Det er investert store beløp i infrastruktur på norsk sokkel, og OD er opptatt av at denne blir utnyttet på en effektiv og god måte:
“It is very positive that the licensees in Utgard have decided on a project that will ensure good and cost-efficient utilisation of the facilities and the available process capacity on Sleipner,” says Tove Francke, assistant director for development and operation, Southern North Sea. 
«Det er gledelig at rettighetshaverne i Utgard har besluttet et prosjekt som sikrer en god og kostnadseffektiv utnyttelse av innretningene og den ledige prosesskapasiteten på Sleipner,» sier Tove Francke, underdirektør for utbygging og drift Nordsjøen Sør.
She adds that the Utgard development shows it is also possible to realise profitable projects during periods with challenging cost and price regimes. 
Hun legger til at Utgard-utbyggingen viser at det er mulig å realisere lønnsomme prosjekter også i perioder med utfordrende kostnads- og prisregimer.
“The NPD expects that the realisation of the resources in Utgard will contribute to value creation for both the Norwegian society and the licensees in Utgard and Sleipner,” says Francke. 
«OD forventer at realiseringen av ressursene i Utgard vil bidra til å skape verdier både for det norske samfunnet og for rettighetshaverne i Utgard og Sleipner,» sier Francke.
The Utgard development plan is the first PDO to be submitted to the authorities in 2016. 
Utbyggingsplanen for Utgard er den første PUD-en som er levert til myndighetene i 2016.
Utgard is located in production licences 046E and 046F on the Norwegian shelf and in production licence 312 on the UK shelf. 
Utgard ligger i utvinningstillatelse 046E og 046F på norsk sokkel og i utvinningstillatelse PL312 på britisk sokkel.
Statoil Petroleum is the operator on the Norwegian side, with an ownership interest of 62 per cent. 
Statoil Petroleum er operatør på norsk side med en andel på 62 prosent.
The other licensees on the Norwegian side are Lotos E&P Norge AS with an ownership interest of 28 per cent and Total E&P Norge AS with an ownership interest of 10 per cent. 
De andre rettighetshaverne på norsk side er Lotos E&P Norge AS med en andel på 28 prosent og Total E&P Norge AS med en andel på 10 prosent.
Statoil UK is the operator on the UK side, with an ownership interest of 100 per cent. 
Statoil UK er operatør på britisk side med en andel på 100 prosent.
The seismic data suggest that large volumes are available. 
Seismikken indikerer at det dreier seg om store volumer.
text: Fridtjof Riis / photo: Henning Dypvik 
Tekst: Fridtjof Riis / Foto: Henning Dypvik
All sedimentary basins with porous rocks contain waterlogged pores, but the water is usually saline and unsuitable for drinking purposes. 
Alle sedimentbassenger med porøse bergarter har vannfylte porerom, men dette vannet inneholder vanligvis salt og er ikke egnet som drikkevann.
How deep you have to drill to find fresh water in sedimentary basins on land depends on levels of precipitation, water run-off and the depth of rainwater penetration. 
Hvor dypt det er mulig å finne ferskvann i sedimentbassenger på land, er avhengig av nedbørsmengde, hvor mye vann som renner av på overflaten og hvor dypt regnvannet trenger ned i bakken.
Seismic data from the NPD have helped drilling for water in Tanzania. 
Seismikk fra OD har bidratt til at det kan bores etter vann i Tanzania
Sandstones An area around the Tanzanian capital of Dar-es-Salaam contains sandstone deposits from ground level to deep below the surface. 
Få bekker, mye grunnvann I et område rundt Dar-es Salaam i Tanzania ligger det sandavsetninger fra bakkenivå og ned til store dyp.
Rainwater penetrates deeply, and run-off is low. 
Regnvannet trekker ned i den porøse sanden, og det er svært lite avrenning på overflaten.
The whole area, which supports more than three million people, is short of potable water. 
Det er knapphet på drikkevenn i hele området, som har mer enn tre millioner mennesker.
Mr Ruden’s idea was to see whether drinkable supplies could be found below the usual depths. 
Ideen til hydrogeolog Ruden var å undersøke om det kunne være ferskvann på større dyp enn det som er vanlig.
In addition, he wanted to find out where it would be appropriate to position wells to ensure that they were refilled by rainwater – even well below ground. 
I tillegg ville han finne ut om det lot seg gjøre å finne egnede steder å plassere brønner som vil bli etterfylt med regnvann, selv på store dyp.
Some deep exploration wells were drilled for oil and gas in the area during the 1970s and 1980s, and data from these indicated that fresh water might exist at some depth. 
På 1970- og -80- tallet ble det boret noen dype letehull etter olje og gass i dette området, og dataene fra disse hullene tydet på at det kunne være ferskt vann langt ned.
Mr Ruden had been in touch with Tanzanian oil company TPDC, and acquired information both from the wells drilled and from seismic surveys. 
Ruden hadde vært i kontakt med Tanzanias statsoljeselskap TPDC og fått tilgang på data både fra borehull og seismikk.
The NPD has a collaboration agreement with TPDC, and has assisted the African nation with advice in the petroleum sector since the 1970s. 
OD har en samarbeidsavtale med TPDC og har bistått Tanzania med rådgivning i petroleumssektoren helt siden 1970-tallet.
Sandstone formations containing fresh water were proven at depths right down to 600 metres, and Mr Ruden’s calculations show that refilling from the surface is good. 
Hydrogeolog Fridtjov Rudens beregninger viser at det er god tilførsel av vann fra overflaten.
The well was drilled about 35 kilometres northeast of the 7324/8-1 (Wisting) discovery in the Barents Sea. 
Brønnen er boret om lag 35 kilometer nordøst for funnet 7324/8-1 (Wisting) i Barentshavet.
The primary exploration target for the well was to prove petroleum in Middle Jurassic to Late Triassic reservoir rocks (Stø and Fruholmen formations). 
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura til sentrias alder (Stø- og Fruholmenformasjonene).
The secondary exploration target was to prove petroleum in Late Triassic reservoir rocks (Snadd formation). 
Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Snaddformasjonen).
Well 7325/4-1 encountered a gas column of 19 metres in the Stø formation in sandstone with good reservoir quality. 
Brønn 7325/4-1 påtraff en gasskolonne på 19 meter i Støformasjonen i sandstein med god reservoarkvalitet.
Gas/water contact was not proven. 
Gass/vann-kontakt ble ikke påvist.
In the secondary exploration target in the Snadd formation, an oil column of about 5 metres was proven in a sandstone with poor reservoir quality. 
I sekundært letemål i Snaddformasjonen ble det påvist en oljekolonne på om lag 5 meter i en sandstein med dårlig reservoarkvalitet.
The preliminary estimation of the size of the discovery in the Stø formation is between 0.4 and 1 billion standard cubic meters (Sm3) of recoverable gas, and the discovery in the Snadd formation is estimated to be between 0.1 and 0.3 million Sm3 of recoverable oil. 
Foreløpig beregning av størrelsen på funnet i Støformasjonen er mellom 0,4 og 1 milliard standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass, og funnet i Snaddformasjonen er beregnet til å være 0,1 og 0,3 million Sm3 utvinnbar olje.
The discovery is not profitable as of today. 
Funnet er ikke lønnsomt per i dag.
Well 7325/4-1 was drilled to a vertical depth of 1178 metres below the sea surface, and was terminated in the Snadd formation in the Late Triassic. 
Brønn 7325/4-1 ble boret til et vertikalt dyp av 1178 meter under havflaten, og ble avsluttet i Snaddformasjonen av sentrias alder.
Water depth is 447 metres. 
Havdypet er 447 meter.
This is the first exploration well in production licence 855. 
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 855.
The licence was awarded in the 23rd licensing round in 2016. 
Tillatelsen ble tildelt i 23. konsesjonsrunde i 2016.
Well 7325/4-1 was drilled by Songa Enabler, which will now proceed to drill wildcat well 7435/12-1 in production licence 859 in the Barents Sea, where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønn 7325/4-1 ble boret av Songa Enabler som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7435/12-1 i utvinningstillatelse 859 i Barentshavet der Statoil Petroleum AS er operatør.
The deepest completed ROV dive was 3570 m. 
Det dypeste gjennomførte ROV-dykket var på 3570 m.
The operations were conducted by the Centre for Deep Sea Research at the University of Bergen (UiB), and were based on similar partnerships between the NPD and UiB - for example at the Vøring Spur and the Gjallar Ridge in 2013. 
Operasjonene er utført av Senter for dypmarin forskning ved Universitetet i Bergen (UiB), og bygger videre på tilsvarende samarbeidsprosjekt mellom OD og UiB - blant annet ved Vøringutstikkeren og Gjallarryggen i 2013.
The Vøring Spur is a subsea ridge located in the central Norwegian Sea, and knowledge about the subsurface from this ridge will provide more information concerning the opening of the North Atlantic (Figure 1). 
Vøringutstikkeren er et undersjøisk høydedrag som opptrer sentralt i Norskehavet, og kunnskap om undergrunnen fra dette høydedraget vil gi oss mer kunnskap om åpningen av Nord-Atlanteren (Figur 1).
The yellow stars show the sampling sites on the Jan Mayen Ridge with a grab (2011) and chain saw (2012). 
De gule stjernene viser stedene for prøvetakingen på Jan Mayen-ryggen med grabb (2011) og motorsag (2012).
The white stars show where samples were taken on the Gjallar Ridge and the Vøring Spur in 2013 and during this year's operations. 
De hvite stjernene viser hvor det ble tatt prøver på Gjallarryggen og på Vøringutstikkeren i 2013 og under årets operasjoner.
The NPD funds UiB's annual expeditions to the Mohns Ridge, and therefore had available operating time at the Vøring Spur. 
OD støtter økonomisk UiBs årlige tokt til Mohnsryggen, og fikk dermed tilgjengelig operasjonstid ved Vøringutstikkeren.
The primary objective of this year's operations at the Vøring Spur was to acquire bathymetry, collect local rock samples from exposed rock and collect manganese crusts. 
Hovedmål med årets operasjoner ved Vøringutstikkeren var å samle inn batymetri, innsamle stedegne bergarter fra blottlagt fjell og innsamle manganskorper.
In spite of somewhat adverse weather, UiB conducted data acquisition as planned, and the expedition will now continue with exploration of the Mohns Ridge further northwest in the Norwegian Sea. 
Tross noe dårlig vær utførte UiB datainnsamlingen som planlagt, og toktet fortsetter nå med utforskning av Mohnsryggen lenger nordvest i Norskehavet.
The collected materials will arrive in Bergen in late July/early August, and the NPD will then initiate analyses and examinations of the unique data points from the Vøring Spur. 
Det innsamlede materialet ankommer Bergen i månedsskiftet juli/august, og OD vil deretter igangsette analyser og undersøkelser av de unike datapunktene fra Vøringutstikkeren.
Preliminary results indicate that the samples consist of silt and sandstone, in addition to certain substantial local deposits of manganese crusts. 
Foreløpige resultater tyder på at prøvene består av silt- og sandstein i tillegg til stedvis mektige forekomster av manganskorper.
The materials will be included in the NPD's knowledge base concerning the subsurface and deep water metals, which has been accumulated over time. 
Materialet vil inngå i ODs kunnskapsbase om undergrunnen og metaller i dyphavet, som er opparbeidet over tid.
The discovery is operated by DEA. 
Funnet opereres av DEA.
Planned production start is October 2020. 
Planlagt produksjonsstart er oktober 2020.
Dvalin is a gas discovery situated in block 6507/7, 14 kilometres northwest of the Heidrun oil field and 290 kilometres from land (Nyhamna). 
Dvalin er et gassfunn som ligger i blokk 6507/7, 14 kilometer nordvest for oljefeltet Heidrun og 290 kilometer fra land (Nyhamna).
Estimated recoverable resources from the discovery are about 18 billion standard cubic metres of gas. 
Estimerte utvinnbare ressurser fra funnet er om lag 18 milliarder standard kubikkmeter gass.
Water depth in the area is around 370 metres and the reservoir is located at a depth of around 4250 metres. 
Vanndybden i området er rundt 370 meter og reservoaret ligger rundt 4250 meter ned i undergrunnen.
Dvalin will be a subsea development tied in to a new process module on the Heidrun platform. 
Dvalin blir en undervannsutbygging knyttet opp mot en ny prosessmodul på Heidrun-plattformen.
The gas will be partially processed on Heidrun, then routed through a new export pipeline to Polarled and onward to Nyhamna for final processing before export to the European market. 
På Heidrun blir gassen delvis prosessert og deretter sendt videre i et nytt eksportrør til Polarled og videre til Nyhamna.
Expected investments are in excess of NOK 10 billion (fixed 2016-NOK). 
Forventede investeringer er i overkant av ti milliarder kroner (faste 2016-kroner).
Production licence 435 was awarded in 2006. 
Utvinningstillatelse 435 ble tildelt i 2006.
The wildcat well that resulted in the "Zidane" discovery was drilled in 2010. 
Undersøkelsesbrønnen som resulterte i funnet «Zidane» ble boret i 2010.
The proposed development solution is a subsea development with a four-slot well template tied into Heidrun for processing and further export to the Polarled pipeline system and the Nyhamna land facility in Møre og Romsdal county. 
Funnet er foreslått bygget ut med en fire-slots bunnramme knyttet opp mot Heidrun for prosessering og videre eksport til rørledningssystemet Polarled og landanlegget Nyhamna i Møre og Romsdal.
The establishment of Polarled has enabled early development of the discovery, as well as cost-effective utilisation of available space and weight capacity on Heidrun. 
Etableringen av Polarled har muliggjort en tidlig utvikling av funnet samt en kostnadseffektiv utnyttelse av ledig plass og vektkapasitet på Heidrun.
It will be possible to tie in additional subsea templates and wells to the planned subsea structure. 
Det er mulig å knytte opp ytterligere bunnrammer og brønner til den planlagte undervannsstrukturen.
This will provide the opportunity to develop any additional resources in Dvalin, as well as other resources in the area. 
Dette gir muligheter for utvikling av eventuelle tilleggsressurser i Dvalin, i tillegg til andre ressurser i området.
Four production wells will be drilled on Dvalin. 
Det skal bores fire produksjonsbrønner i Dvalin.
"The NPD is interested in ensuring that profitable projects are developed and, where possible, that such projects utilise existing infrastructure. 
«OD er opptatt av at lønnsomme prosjekter bygges ut og hvor det er mulig, utnytter eksisterende infrastruktur.
We expect that realisation of the resources in Dvalin will contribute to create value, both for the Norwegian society and for the licensees on Dalin, Heidrun and Polarled. 
Vi forventer at realisering av ressursene i Dvalin bidrar til å skape verdier både for det norske samfunnet og for rettighetshaverne i Dvalin, Heidrun og Polarled.
In addition, the development of Dvalin could provide exciting opportunities for further development of other resources in the area," says Kalmar Ildstad, assistant director for development and operation in the Norwegian Sea. 
I tillegg kan utbyggingen av Dvalin gi spennende muligheter for videre utvikling av andre ressurser i området,» sier Kalmar Ildstad, underdirektør for utbygging og drift i Norskehavet.
From left: Jon Sandnes, Lars Stoltenberg, Lars Moe, Tord Lien, Hans-Hermann Andreae. 
Fra venstre: Jon Sandnes, Lars Stoltenberg, Lars Moe, Tord Lien, Hans-Hermann Andreae.
“This agreement is extremely important, it allows us to achieve a better understanding of the regional geological conditions on both sides of the demarcation line and, not least, of geological structures that span across the line,” says Stig-Morten Knutsen, the NPD's assistant director within Exploration. 
«Denne avtalen er svært viktig, den åpner for at vi kan få en bedre forståelse av de regionale geologiske forholdene på begge sider av delelinja, og ikke minst, av geologiske strukturer som går på tvers av linja,» sier Stig-Morten Knutsen, som er underdirektør innen Leting i OD.
Rosnedra initiated the data exchange about two years ago. 
Det var Rosnedra som tok initiativet til datautvekslingen for drøyt to år siden.
The agreement entails that Russian and Norwegian authorities will exchange about the same volume of data. 
Avtalen innebærer at russiske og norske myndigheter utveksler omtrent det samme volumet av data.
From the Russian side, this includes all seismic that was collected in 2013 in two major licences: the Fedynsky licence and the central Barents Sea licence, in a zone that is 50 kilometres from the demarcation line. 
Fra russisk side omfatter dette all seismikk som ble samlet inn i 2013 i to store lisenser: Fedynsky-lisensen og den sentrale Barentshav-lisensen, i en sone 50 kilometer fra delelinja.
There will also be a line from the gas discovery on the Kildinskoye High. 
I tillegg kommer en linje mot gassfunnet på Kildinskoye-høgda.
The NPD has received a total of 6500 kilometres of 2D seismic from these areas. 
OD har mottatt totalt 6500 kilometer 2D-seismikk fra disse områdene.
Rosnedra has received 5900 kilometres of 2D seismic from the Norwegian side. 
Rosnedra har mottatt 5900 kilometer 2D-seismikk fra norsk side.
Forty seven per cent of these resources have been sold and delivered. 
Av dette er 47 prosent solgt og levert.
It is expected that 7.6 billion Sm3 o.e. remain to be produced. 
Det forventes at 7,6 milliarder Sm3 o.e. gjenstår å produsere.
Of this, 4.7 billion Sm3 o.e. are proven resources. 
Av dette er 4,7 milliarder påviste ressurser.
The estimate for undiscovered resources is 2.9 billion Sm3 o.e., or about 38 per cent of total remaining resources. 
Estimatet for uoppdagede ressurser er 2,9 milliarder Sm3 o.e. eller om lag 38 prosent av totale gjenværende ressurser.
Exploration activity in 2015 yielded resource growth estimated at 30 million Sm3 o.e. 
Letevirksomheten ga i 2015 en ressurstilvekst estimert til 30 millioner Sm3 o.e.
Several of the discoveries are still being evaluated, and the estimates are therefore quite uncertain 
Mange av funnene er ikke ferdig evaluert, og estimatene er derfor svært usikre.
Undiscovered resources comprise oil and gas that probably exists and can be recovered, but which has not yet been proven through drilling. 
Uoppdagede ressurser omfatter olje og gass som trolig finnes og kan utvinnes, men som ennå ikke er påvist ved boring.
The Norwegian Petroleum Directorate's estimate for undiscovered resources is reviewed every other year. 
Oljedirektoratets estimat for uoppdagede ressurser gjennomgås hvert annet år.
The resource estimate for the undiscovered resources was updated in 2015. 
I 2015 ble ressursanslaget for de uoppdagede ressursene oppdatert.
The volume of undiscovered resources is estimated at 2 920 million Sm3 o.e. 
Volumet for de uoppdagede ressursene er estimert til 2 920 millioner Sm3 o.e.
This represents an increase of 85 million Sm3 o.e. compared with the 2014 resource accounts. 
Dette er en økning på 85 millioner Sm3 o.e. sammenlignet med ressursregnskapet for 2014.
Undiscovered resources account for about 38 per cent of the total remaining resources on the Norwegian shelf. 
Uoppdagede ressurser utgjør om lag 38 prosent av de totale gjenværende ressursene på norsk sokkel.
About half of the undiscovered resources are found in the Barents Sea; the rest are approximately equally divided between the North Sea and the Norwegian Sea. 
Om lag halvparten av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet, resten er fordelt på Nordsjøen og Norskehavet med omtrent like store andeler.
Resources per sea area 
Ressurser per havområde
The North Sea holds about 51 per cent of the total remaining resources. 
Nordsjøen har om lag 51 prosent av de totale gjenværende ressursene.
The distribution of remaining resources in the Norwegian Sea and the Barents Sea is approximately equal. 
Fordelingen av gjenværende ressurser i Norskehavet og Barentshavet er omtrent lik.
The North Sea is the engine in Norwegian petroleum activity with 65 producing fields at year-end, while the Norwegian Sea has 16 producing fields and the Barents Sea has one (Snøhvit). 
Nordsjøen er motoren i norsk petroleumsvirksomhet med 65 produserende felt ved årsskiftet, mens Norskehavet har 16 felt i produksjon og Barentshavet ett (Snøhvit).
See the complete resource accounts: 
Se hele ressursregnskapet:
Resource accounts for the Norwegian continental shelf as of 31 December 2015 >> 
Ressursregnskap for norsk kontinentalsokkel per 31. desember 2015 >>
This is an increase of 400,000 tonnes (3 per cent) compared with the previous year. 
Det er 400 000 tonn (3 prosent) mer enn året før.
The primary cause of the increase is start-up difficulties on the Knarr field and start-up of the Valemon and Edvard Grieg fields, which started producing in 2015. 
Hovedårsaken til økningen er oppstartsproblemer på Knarrfeltet og oppstart av feltene Valemon og Edvard Grieg som ble satt i produksjon i 2015.
Total CO2 emissions from producing fields that were operational before 2015 are on the same level as in 2014. 
Totale utslipp av CO2 fra produserende felt som var i drift før 2015 er i samme størrelsesorden som i 2014.
However, NOx emissions are down 11 per cent (5600 tonnes). 
Utslippene av NOx er imidlertid redusert med 11 prosent (5600 tonn).
This is primarily due to reduced drilling activity and use of mobile facilities. 
Hovedårsaken er redusert boreaktivitet og bruk av flyttbare innretninger.
The prognosis for the next five years shows that CO2 emissions will stabilise around the 2015 level, even as several new fields start production. 
Prognose for de neste fem årene viser at CO2-utslippene stabiliseres rundt 2015-nivået, selv om flere nye felt skal settes i produksjon.
The Johan Sverdrup field will be supplied with power from shore. 
Johan Sverdrupfeltet skal forsynes med kraft fra land.
Edvard Grieg, Ivar Aasen and Gina Krog will also receive power from shore in connection with the second development stage for Johan Sverdrup. 
Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog vil også få kraft fra land i forbindelse med andre utbyggingstrinn av Johan Sverdrup.
The authorities have a good overview of emissions from the petroleum sector in Norway. 
Myndighetene har god oversikt over utslipp fra petroleumssektoren i Norge.
The Norwegian Oil and Gas Association has established a joint database for reporting discharges to sea and emissions to air from the activities. 
Bransjeorganisasjonen Norsk olje og gass har etablert en felles database for rapportering av utslipp til sjø og luft fra virksomheten.
All operators on the Norwegian continental shelf report discharge/emission data directly into this database. 
Alle operatører på norsk kontinentalsokkel rapporterer utslippsdata direkte inn i denne databasen.