natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Well 16/1-13 will be drilled about 25 km east of the 15/3-1 S Gudrun discovery in the central part of the North Sea. 
Brønn 16/1-13 bores om lag 25 kilometer øst for 15/3-1 S Gudrun-funnet i midtre del av Nordsjøen.
This is the fourth well to be drilled in the production licence. 
Dette er den fjerde brønnen som bores i utvinningstillatelsen.
The website is also improved to give a better user experience and overview of contents, especially on mobile phones. 
Nettsiden er også forbedret for å gi en bedre oversikt og brukeropplevelse, også på mobiltelefoner.
Articles and facts are illustrated using photos, graphics and maps. 
Artikler og fakta er illustrert med bilder, grafikk og kart.
All information is accessible, regardless of digital platform, and content can be downloaded, printed and shared through email and social media. 
All informasjon er tilgjengelig uavhengig av digital plattform, og innhold kan lastes ned, skrives ut og deles via epost og sosiale medier.
Importance of the petroleum sector for the Norwegian economy, including revenues and investments. 
Petroleumssektorens betydning for norsk økonomi, med blant annet oversikt over inntekter og investeringer.
Regulatory framework conditions throughout the entire lifecycle, from opening of new exploration acreage to decommissioning fields 
Regulatoriske rammevilkår gjennom hele livssyklusen, fra åpning av nytt leteareal til nedstengning av felt.
Emissions to air and discharges to sea, measures to reduce them, acute pollution and oil spill preparedness 
Utslipp, utslippsreduserende tiltak og oljevernberedskap.
The supplier industry and petroleum related research and technology 
Leverandørindustrien og petroleumsrelatert forskning og teknologi.
Explanation of terminology and an energy calculator 
Forklaring av terminologi og energikalkulator.
Unmanned wellhead platforms may be relevant for future developments. 
Ubemannede brønnhodeplattformer kan være aktuelt for kommende utbygginger.
The Plan for Development and Operation (PDO) for Vestflanken 2, nine km from the Oseberg field centre in the northern part of the North Sea, was approved by the Ministry of Petroleum and Energy this Tuesday. 
Plan for utbygging og drift (PUD) for Vestflanken 2, ni kilometer fra Oseberg feltsenter i den nordlige delen av Nordsjøen, ble godkjent av Olje- og energidepartementet tirsdag.
Vestflanken 2 is the first of three planned phases for development of the remaining reserves in the Oseberg area. 
Vestflanken 2 er den første av tre planlagte faser for utvikling av de resterende reservene i Oseberg-området.
This project will help extend the life of the Oseberg field, which has been in production since 1988. 
Prosjektet skal bidra til forlenget levetid for Oseberg-feltet som har vært i produksjon siden 1988.
The PDO was submitted in December last year. 
PUD-en ble levert inn i desember i fjor.
The development solution chosen for Oseberg Vestflanken 2 is an unmanned wellhead facility resting on the seabed. 
Den valgte utbyggingsløsningen for Oseberg Vestflanken 2 er en bunnfast, ubemannet brønnhodeplattform.
This platform will have no process equipment, living quarters, drilling facilities or helicopter deck. 
Plattformen vil verken ha prosessutstyr, boligkvarter, boreanlegg eller helikopterdekk.
The wells on the field will be drilled with a mobile drilling unit, while maintenance will be performed with a support vessel with adapted gangway drawing up alongside the platform. 
Brønnene på feltet skal bores av en mobil boreenhet, mens vedlikehold skjer ved at et støttefartøy med tilpasset gangbro legger seg inntil plattformen.
This concept is new on the Norwegian shelf, but common on the Danish and Dutch shelves. 
Konseptet er nytt på norsk sokkel, men vanlig på dansk og nederlandsk sokkel.
The operator Statoil and partners Petoro, Total and ConocoPhillips have estimated the development cost at NOK 8.2 billion (2015). 
Operatør Statoil og partnerne Petoro, Total og ConocoPhillips har anslått kostnadene for utbyggingen til 8,2 milliarder kroner (2015).
This investment will enable the production of 17.6 million standard cubic metres of oil equivalents (around 110 million bbls o.e). 
Investeringen gjør det mulig å hente ut 17,6 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (cirka 110 millioner fat o.e).
Of the reserves, the oil makes up nearly 10 million cubic metres (62 million barrels), while the gas reserves amount to 7.8 billion Sm3. 
Oljen utgjør nær 10 millioner kubikkmeter (62 millioner fat) av reservene, mens gassreservene utgjør 7,8 milliarder Sm3.
The wellhead facility has ten well slots. 
Brønnhodeinnretningen har ti brønnslisser.
To increase the recovery of oil, two of the slots will be used to inject gas. 
For å øke utvinningen av olje, skal to av disse brukes til å injisere gass.
In addition, two production wells will be drilled from an existing subsea template on the Vestflanken. 
I tillegg skal to produksjonsbrønner bores fra en eksisterende bunnramme på Vestflanken.
Further injection will take place by bringing in gas through a new pipeline from the gas injection system which already exists in this area. 
Ytterligere injeksjon skal skje ved å hente inn gass gjennom en ny rørledning fra gassinjeksjonssystemet som allerede finnes i området.
The wells on Vestflanken 2 will be controlled from the Oseberg field centre, where the oil and gas will also be processed. 
Brønnene på Vestflanken 2 skal styres fra feltsenteret på Oseberg, hvor også oljen og gassen skal prosesseres.
New report positive to unmanned wellhead platforms >> 
Ny rapport positiv til ubemannede brønnhodeplattformer >>
The licensees have booked a dedicated, simplified, jack-up drilling facility (Cat J rig) to drill the wells. 
Rettighetshaverne har bestilt en egen, forenklet, oppjekkbar boreinnretning (Cat J-rigg) som skal bore brønnene.
The ASR must be submitted electronically in text format (such as Word, not PDF). 
Word, ikke PDF).
In general, more emphasis has been given to governance, including risk management and time criticality, see new chapter 2, Governance. 
Generelt er det nå større fokus på virksomhetsstyring, deriblant risikostyring og tidskritikalitet, se nytt kapittel 2, Virksomhetsstyring.
There are no other new main chapters. 
Det er ingen andre nye hovedkapitler.
However, there are significant changes within most chapters, including a new subchapter 6.5, “Burning and cold venting”. 
Det er imidlertid større endringer i de fleste kapitler, inkludert et nytt underkapittel 6.5 "Brenning og kaldventilering".
Chapter 8, “Field and Area Development” is now more focused on future resources, capacity and third party access. 
Kapittel 8, “Felt- og områdeutvikling”, har nå større fokus på fremtidige ressurser, kapasitet og tredjepartsadgang.
Contact persons in the NPD: Aslaug Eskeland Janssen, Phone: +47 51 87 63 72 Tor Heldal, Phone: +47 51 87 63 15 
Kontaktpersoner i OD: Aslaug Eskeland Janssen, Telefon: 51 87 63 72 Tor Heldal, Telefon: 51 87 63 15
The NPD has prepared guidelines that can help clarify the proper procedure in these cases. 
For å avklare framgangsmåten i slike saker, har OD utarbeidet en veiledning.
According to Section 55 of the Petroleum Regulations, licensees on the NCS have an obligation to retain material and information that provides necessary information regarding the petroleum activities. 
Rettighetshavere på sokkelen er ifølge petroleumsforskriftens §55 pliktig til å oppbevare materiale og opplysninger som gir nødvendig informasjon om petroleumsvirksomheten.
Following this, the company may be ordered to surrender the material to the NPD, or to the entity designated by the NPD to administer the data, free of charge. 
Deretter kan selskapet pålegges vederlagsfri overlevering til OD eller til den direktoratet peker ut til å forvalte data.
The NPD can also order that the material be retained for further safekeeping. 
OD kan også gi pålegg om videre oppbevaring.
The Norwegian Petroleum Directorate makes an assessment in each specific case, and the new guidelines describe the basis for the NPD's deliberations. 
Oljedirektoratet foretar en vurdering i hvert enkelt tilfelle, og den nye veiledningen beskriver grunnlaget for disse avveiningene.
Topics: Seismic | Wells 
Tema: Seismikk | Brønner
The cooperation agreement aims to contribute to develop joint projects for the benefit of the recipients. 
Samarbeidsavtalen skal bidra til å utvikle samarbeidsprosjekter til beste for brukerne.
The practical side of the agreement includes, among other things, exchange of technical and scientific information, expertise and personnel. 
I praksis omfatter avtalen blant annet utveksling av teknisk og vitenskaplig informasjon og ekspertise og utveksling av personell.
Fields in which it will be natural to cooperate are related to petroleum exploration and production, assessment of marine resources, environmentally related activities, contact with various institutions in countries receiving aid, training of local employees, emergency preparedness and effect assessment. 
Områder der det er naturlig å samarbeide knytter seg til undersøkelse og produksjon for petroleumsvirksomhet, vurdering av marine ressurser, miljørelatert virksomhet, kontakt med ulike institusjoner i bistandsland, opplæring av lokalt ansatte og beredskap og effektvurdering.
In addition, a joint local facilitator is established for NPD and HI in Angola. 
Dessuten er det ansatt en felles stedlig tilrettelegger for OD og HI i Angola.
The agreement, which was signed in Stavanger on Thursday 11 October, will first run for three years and then be renewed automatically for one year at a time. 
Avtalen, som ble undertegnet i Stavanger torsdag 11. oktober, gjelder i førsteomgang for tre år og fornyes deretter automatisk med ett år av gangen.
Director-general Bente Nyland, The Norwegian Petroleum Directorate and Åsmund Bjordal, director for Centre for development co-operation in fisheries. 
Oljedirektør Bente Nyland og Åsmund Bjordal, direktør for senter for utvikling og samarbeid innen fiskerier, Havforskningsinstituttet
A lot of this is about more efficient and more reasonable wells. 
Mye handler om mer effektive og rimeligere brønner.
We have talked to a few players about how they are facing the challenges. 
Vi har snakket med noen aktører om hvordan de møter utfordringene.
The Paris Agreement is another challenge the companies are tackling, and Eirik Wærness, chief economist in Statoil, explains how the Agreement affects the oil and gas sector. 
Parisavtalen er en annen utfordring selskapene tar fatt i, og Eirik Wærness, sjeføkonom i Statoil forklarer hvordan avtalen påvirker olje- og gassektoren.
While the industry is facing challenges over the short term, the Norwegian Petroleum Directorate remains a driver for a long-term perspective. 
Samtidig som næringen har utfordringer på kort sikt, er Oljedirektoratet en pådriver for det langsiktige.
We have interviewed one of the experienced professionals in charge of following up fields, Astri Fritsen, who wants to encourage the companies to make investment decisions. 
Vi har intervjuet en av de erfarne feltoppfølgerne, Astri Fritsen, som ønsker å heie fram investeringsbeslutninger i selskapene.
Norsk sokkel will also feature an interview with professor of geophysics Yngve Kristoffersen. 
Norsk sokkel bringer også et intervju med professor i geofysikk, Yngve Kristoffersen.
He is one of a small number of Norwegians who are venturing into the Arctic Ocean to collect data on how the Earth works, including remote areas covered in ice. 
Han er en av ytterst få nordmenn som drar inn i Polhavet for å samle data om hvordan kloden vår er skrudd sammen, også under fjerne, islagte områder.
A full overview of the content >> 
Full oversikt over innholdet >>
Rambøll Oil & Gas has submitted a study which sheds light on the advantages and disadvantages of unmanned wellhead platforms. 
Rambøll Oil & Gas har levert en studie som belyser fordeler og ulemper med ubemannede brønnhodeplattformer.
The conclusion is that unmanned platforms may provide efficient development solutions in terms of costs and production for shallow water developments on the Norwegian shelf. 
I konklusjonen heter det at ubemannede plattformer kan være kostnads- og produksjonseffektive utbyggingskonsepter på grunt vann på norsk sokkel.
The study was commissioned because the Norwegian Petroleum Directorate considers concepts of this type to be an important contribution to good resource utilisation. 
Studien ble bestilt fordi Oljedirektoratet anser denne type konsepter som et viktig bidrag til god ressursutnytting.
An unmanned wellhead platform is a facility resting on the seabed where the wells are placed on the platform deck. 
En ubemannet brønnhodeplattform er en bunnfast innretning der brønnene er plassert på plattformdekket.
The concept is an alternative to subsea wells with wellheads situated on the seabed. 
Konseptet er et alternativ til undervannsbrønner med brønnhoder plassert på havbunnen.
There are various types of unmanned wellhead platforms – from simple facilities to more advanced solutions which include e.g. process equipment. 
Ubemannede brønnhodeplattformer finnes i ulike varianter – fra enkle innretninger til mer avanserte løsninger med, for eksempel, prosessutstyr.
Access may be via gangway from vessels, while others have helicopter decks. 
Tilkomst kan skje med bro fra fartøy, mens andre har helikopterdekk.
In December 2015, Statoil and its partners submitted a Plan for Development and Operation (PDO) for Oseberg Vestflanken 2 in the North Sea, where the development concept entails an unmanned wellhead platform, a jack-up rig and a support vessel. 
Statoil og partnerne leverte i desember 2015 Plan for utbygging og drift (PUD) for Oseberg Vestflanken 2 i Nordsjøen, hvor utbyggingsløsningen innebærer en ubemannet brønnhodeplattform, en oppjekkbar rigg og et støttefartøy.
This facility does not have a helicopter deck. 
Denne innretningen har ikke helikopterdekk.
The following main topics are addressed in the study: 
I studien er følgende hovedområder belyst:
Basic types and locations for unmanned platforms 
Hovedtyper og lokasjon for ubemannede plattformer
Experience from operation and maintenance of unmanned platforms 
Erfaringer fra drift og vedlikehold av ubemannede plattformer
Regulations and framework conditions, Norwegian shelf and comparable continental shelves 
Regelverk og rammebetingelser, norsk sokkel og sammenliknbare kontinentalsokler
Development of these types of concepts comprises both technical solutions and regulations. 
Utvikling av denne type konsepter omfatter både tekniske løsninger og regelverket.
Amendments to the regulations are handled by the Petroleum Safety Authority Norway. 
Endringer i regelverket håndteres av Petroleumstilsynet.
Read the report: 
Les rapporten:
Unmanned wellhead platforms – UWHP summary report. 
Unmanned wellhead platforms – UWHP summary report.
Example of access using gangway from vessel. 
Eksempel på tilkomst med broløsning fra fartøy.
(Photo: www.uptime.no) 
(Foto fra www.uptime.no)
Nomination of blocks for the 24th licensing round >> 
Nominasjon av blokker til 24. konsesjonsrunde >>
Offers for ownership interests in APA 2015 >> 
Tilbud om andeler i TFO 2015 >>
The report will be presented by exploration director Sissel Eriksen. 
Rapporten blir lagt fram av letedirektør Sissel Eriksen.
Time and place: Thursday, 14 April at 10.00 at the Norwegian Petroleum Directorate (Valhall meeting room). 
Tid og sted: Torsdag 14. april kl.
The presentation will be in Norwegian. 
Presentasjonen blir gitt på norsk.
The event will end at 12.00. 
12.00.
We have a limited number of parking spaces, so we recommend public transportation. 
Vi har begrenset antall parkeringsplasser, så vi anbefaler offentlig transport.
However, if you are arriving by car, you must collect a parking permit from the reception. 
De som likevel kommer i egen bil må hente parkeringstillatelse i resepsjonen.
The drilling program for wellbore 17/12-4 B relates to the drilling of an appraisal well in production licence 407. 
Boreprogrammet for brønnbane 17/12-4 B gjelder boring av avgrensingsbrønn i utvinningstillatelse 407.
The well will be drilled from the West Alpha drilling facility at position 58°10´37.58” North and 3°55´11.05” East. 
Brønnen skal bores fra boreinnretningen West Alpha i posisjon 58°10´37,58” Nord og 3°55´11,05” Øst.
The area in this licence mainly consists of a part of block 17/12, but also parts of the surrounding blocks 17/8, 17/9, 17/11, 18/7 and 18/10, northwest of the Yme field in the North Sea. 
Arealet i denne tillatelsen består hovedsakelig av en del av blokk 17/12, men i tillegg deler av de omkringliggende blokkene 17/8, 17/9, 17/11, 18/7 og 18/10, nordvest for Ymefeltet i Nordsjøen.
BG Norge AS is the operator with a 40 per cent ownership interest. 
BG Norge AS er operatør med 40 prosent eierandel.
The licensees are Premier Oil with 20 per cent, Skeie Energy with 20 per cent, and Spring Energy with 20 per cent. 
Rettighetshavere er Premier Oil med 20 prosent, Skeie Energy med 20 prosent, Spring Energy med 20 prosent andel.
The permit is granted on the condition that the operator secures all other consents and permits required by other authorities before the drilling activity commences. 
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Time: Thursday 14 January at 10:00 a.m. 
Tid: Torsdag 14. januar klokka 10.00
Place: The Norwegian Petroleum Directorate, Stavanger (meeting room Valhall) The press conference will be webcast live. 
Sted: Oljedirektoratet, Stavanger (møterom Valhall)
Time: Thursday 12 January at 10:00 a.m. 
Tid: Torsdag 12. januar klokka 10.00
Place: The Norwegian Petroleum Directorate, Stavanger (meeting room Valhall) 
Sted: Oljedirektoratet, Stavanger (møterom Valhall)
Estimates show that 7.5 million standard cubic metres of oil equivalents (48 million barrels) can be recovered from Oda. 
Estimatene viser at det kan utvinnes 7,5 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (48 millioner fat) fra Oda.
The investment for the development is estimated at NOK 5.4 billion. 
Investeringen for utbyggingen er beregnet til 5,4 milliarder kroner.
Production is scheduled to start in the third quarter of 2019. 
Produksjonsstarten er planlagt til tredje kvartal 2019.
Oda is an oil discovery in block 8/10, located to the south in the Norwegian sector of the North Sea, about 250 kilometres southwest of Stavanger and east of the Ula field. 
Oda er et oljefunn i blokk 8/10, sør i den norske sektoren av Nordsjøen, cirka 250 kilometer sørvest for Stavanger og øst for Ula-feltet.
Water depth in the area is 65 metres, and the reservoir is located 2900 metres below the sea surface. 
Vanndybden i området er 65 meter, og reservoaret ligger 2900 meter under havoverflaten.
The discovery was made in 2011 in connection with the drilling of well 8/10-4 S. 
Funnet ble gjort i 2011 ved boring av brønn 8/10-4 S.
Oda will be developed with a subsea facility that consists of a subsea template with room to drill and complete up to four wells. 
Oda skal bygges ut med en havbunnsinnretning som består av en bunnramme med plass for boring og komplettering av opptil fire brønner.
The current plan is to drill two production wells and one water injection well. 
Det er foreløpig planlagt å bore to produksjonsbrønner og én vanninjeksjonsbrønn.
The subsea facility on Oda will be tied in to the Ula field, where the wellstream will be processed and measured. 
Undervannsanlegget på Oda knyttes opp mot Ula-feltet, hvor brønnstrømmen blir prosessert og målt.
Both produced gas and water from Oda will be used for injection on Ula to increase production from this field. 
Både produsert gass og vann fra Oda skal brukes til injeksjon på Ula for å øke produksjonen fra dette feltet.
The oil from Oda will be transported via Ekofisk to the Teesside terminal in the UK. 
Oljen fra Oda skal transporteres via Ekofisk til Teesside-terminalen i Storbritannia.
Parts of the Oselvar field’s subsea facility and processing equipment that are placed on the Ula platform will be re-used on Oda. 
Deler av Oselvar-feltets havbunnsanlegg og prosesseringsutstyr plassert på Ula-plattformen, blir gjenbrukt på Oda.
Production on Oselvar will be shut down in 2017 or 2018. 
Produksjonen på Oselvar stenges i 2017 eller 2018.
“It is positive that the licensees in Oda, through excellent cooperation, have chosen a development solution that contributes to cost-efficient utilisation of infrastructure in the area and available process capacity on Ula,” says Tove Francke, assistant director for development and operations in the southern North Sea. 
«Det er bra at rettighetshaverne i Oda gjennom godt samarbeid, har valgt en utbyggingsløsning som bidrar til en kostnadseffektiv utnyttelse av infrastruktur i området og ledig prosesskapasitet på Ula,» sier Tove Francke, underdirektør for utbygging og drift i Nordsjøen sør.
“The gas that is produced on Oda has a positive impact on Ula’s oil recovery, and the re-use of existing equipment will benefit Oda and Oselvar, as well as Norwegian society,” says Francke. 
«Gassen som produseres på Oda, gir en positiv effekt for oljeutvinningen på Ula, og både Oda, Oselvar og samfunnet er tjent med gjenbruk av eksisterende utstyr,» sier Francke.
Centrica Resources is the operator in production licence 405 with an ownership interest of 40 per cent. 
Centrica Resources er operatør i utvinningstillatelse 405 med en andel på 40 prosent.
The other licensees are Suncor Energy (30), Faroe Petroleum (15) and Tullow Oil (15) – this ownership interest will be acquired by AkerBP. 
De andre rettighetshaverne er Suncor Energy (30), Faroe Petroleum (15) og Tullow Oil (15) – denne andelen overtas av AkerBP.
Oda is a Norse women’s name and the field’s name means wealth or property. 
Oda er et norrønt kvinnenavn og betydningen av feltnavnet er rikdom eller eiendom.
Oda will be developed with a subsea facility that will be tied in with the Ula field. 
Oda skal bygges ut med en havbunnsinnretning som knyttes opp mot Ula-feltet.
Parts of the facility will contain recycled equipment from the Oselvar facility. 
Deler av anlegget er gjenbruk av utstyr fra Oselvar-innretningen.
(Illustration: Centrica) 
(Illustrasjon: Centrica)
Utgard is a gas and condensate discovery, stretching across the border between the Norwegian and UK continental shelves. 
Utgard er et gass- og kondensatfunn som strekker seg over den norsk-britiske kontinentalsokkelgrensen.
The discovery is located in block 15/8 on the Norwegian shelf and in block 16/8a on the UK shelf. 
Funnet ligger i blokk 15/8 på norsk sokkel og i blokk 16/8a på britisk sokkel.
Estimated recoverable resources from the discovery are about 9 million standard cubic metres of oil equivalents. 
Estimert utvinnbare ressurser fra funnet er om lag 9 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
The largest share of the reserves in Utgard are located on the Norwegian side. 
Den største andelen av reservene i Utgard finnes på norsk side.
Utgard is situated about 21 kilometres west of the Sleipner field centre. 
Utgard ligger om lag 21 kilometer vest for feltsenteret på Sleipner.
Water depth in the area is 110 metres, and the reservoir is located about 3700 metres below the sea surface. 
Vanndypet i området er 110 meter, og reservoaret ligger rundt 3700 meter under havoverflaten.
The discovery, which was made in 1982 while drilling well 15/8-1, has been considered for development several times before. 
Funnet, som ble gjort i 1982 ved boring av brønn 15/8-1, er blitt vurdert bygget ut flere ganger tidligere.
The licensees are planning to start production in the 4th quarter of 2019. 
Rettighetshaverne planlegger å starte produksjonen i 4. kvartal 2019.
According to the plan, Utgard will be a subsea development consisting of a subsea template with space for drilling and completion of up to four wells. 
Utgard er planlagt bygget ut på havbunnen, med en bunnramme som har plass til boring og komplettering av opptil fire brønner.
The plan is to drill two production wells from the subsea template. 
Etter planen skal det bores to produksjonsbrønner fra bunnrammen.
All facilities will be placed on the Norwegian side of the border. 
Alle innretningene skal stå på den norske siden av grensen.