natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The results from the well are encouraging. 
Resultatene fra denne brønnen er oppmuntrende.
Draupne and Luno are located in one of the most exciting exploration areas on the Norwegian shelf in recent years, not far from the Ragnarrock, Ermintrude and Dagny discoveries. 
Draupne og Luno ligger i ett av de mest spennende leteområdene på norsk sokkel de siste årene, ikke langt fra funnene Ragnarrock, Ermintrude og Dagny.
Lundin plans to drill two wells near Luno in the near future. 
Lundin planlegger å bore to brønner i nærheten av Luno i nær framtid.
The drilling of 16/2-6 will start in July, and the drilling of 16/1-14 will start in August. 
I juli begynner boringen av 16/2-6, og i august begynner boringen av 16/1-14.
The wells will be drilled in production licence 501 and production licence 338, respectively. 
Brønnene bores i hhv utvinningstillatelsene 501 og 338.
Discoveries in the Norwegian Sea 
Funn i Norskehavet
Four discoveries were made in the Norwegian Sea in the first half of 2010, all close to existing infrastructure. 
I Norskehavet er det gjort fire funn i første halvår, alle i nærheten av infrastruktur.
Statoil discovered oil and gas with exploration well 6608/10-14 S (Fossekall near the Norne field) in production licence 128. 
I utvinningstillatelse 128 fant Statoil olje og gass med letebrønn 6608/10-14 S (Fossekall ved Nornefeltet).
The recoverable resources were estimated at 1-3 billion Sm3 of gas and 6-10 million Sm3 of oil. 
Utvinnbare ressurser er anslått til 1-3 milliarder Sm3 gass og 6-10 millioner Sm3 olje.
The well was completed on 1 April. 
Brønnen ble avsluttet 1. april.
In production licence 433, Centrica found hydrocarbons with exploration well 6506/9-2 (Fogelberg, north in the Åsgard area). 
I utvinningstillatelse 433 fant Centrica hydrokarboner med letebrønn 6506/9-2 (Fogelberg, nord i Åsgardområdet).
The recoverable reserves have been estimated at 3-15 million Sm3 of oil equivalents (o.e.). 
Utvinnbare ressurser er anslått til 3-15 millioner Sm3 oljeekvivalenter (o.e.).
The well was completed on 28 April. 
Brønnen ble avsluttet 28. april.
In production licence 473, Statoil made a discovery with exploration well 6407/26 (near the Mikkel field, in Jurassic rock). 
I utvinningstillatelse 473 gjorde Statoil et funn med letebrønn 6407/26 (i nærheten av Mikkelfeltet, i jura).
The recoverable resources have been estimated at 2-4 million Sm3 o.e. 
Utvinnbare ressurser er beregnet til 2-4 millioner Sm3 o.e.
The well was completed on 14 May. 
Brønnen ble avsluttet 14. mai
In production licence 212, BP Norge proved hydrocarbons with exploration well 6507/5-6 S (the Lysing formation near the Skarv field). 
I utvinningstillatelse 212 påviste BP Norge hydrokarboner med letebrønn 6507/5-6 S (Lysingformasjonen ved Skarvfeltet).
The size of the discovery was estimated at 1.6-3 million Sm3 of condensate and 8-14 billion Sm3 of gas. 
Størrelsen på funnet er anslått til 1,6-3 millioner Sm3 kondensat og 8-14 milliarder Sm3 gass.
The well was completed on 10 June. 
Brønnen ble avsluttet 10. juni.
The discovery represents interesting additional resources in Skarv, which is under development. 
Funnet representerer interessante tilleggsressurser til Skarv, som er under utbygging.
Ongoing drilling activity 
Pågående boringer
At the end of the first half of 2010, seven exploration wells were being drilled – four in the North Sea and three in the Norwegian Sea. 
Ved utgangen av første halvår pågikk det boring av sju letebrønner – fire i Nordsjøen og tre i Norskehavet.
In deep water (1354 metres) in production licence 326 in the Norwegian Sea, Shell is drilling appraisal well 6604/10-1 on the Gro discovery, proven in 2009. 
På dypt vann (1354 meter) i utvinningstillatelse 326 i Norskehavet borer Shell avgrensningsbrønn 6604/10-1 på Grofunnet påvist i 2009.
It is expected that the well will reach the reservoir in July. 
Det forventes at brønnen er i reservoaret i juli.
The Dalsnuten prospect (production licence 392) will be drilled after the Gro well. 
Etter Gro-brønnen skal prospektet Dalsnuten (utvinningstillatelse 392) bores.
Dalsnuten is also operated by Shell, and the prospect lies in the same area in deep water. 
Også Dalsnuten opereres av Shell, og prospektet ligger i samme område med dypt vann.
The drilling facility Aker Barents is used on both Gro and Dalsnuten. 
På både Gro og Dalsnuten brukes boreinnretningen Aker Barents.
In addition, two wildcat wells are being drilled in the Åsgard area by Wintershall and RWE Dea Norge, respectively. 
I tillegg bores det to undersøkelsesbrønner i Åsgardområdet av henholdsvis Wintershall og RWE Dea Norge.
Four exploration wells are being drilled in the North Sea. 
I Nordsjøen bores det fire letebrønner.
Wildcat well 15/3-9 (Brynhild in production licence 187, close to the Gudrun field) is operated by Statoil. 
Undersøkelsesbrønn 15/3-9 (Brynhild i utvinningstillatelse 187, like ved Gudrunfeltet) opereres av Statoil.
The well, which has exploration targets in Jurassic rock, will soon reach the reservoir. 
Brønnen, som har letemål i jura, er snart i reservoaret.
ConocoPhillips is drilling wildcat well 8/10-3 just north of the Ekofisk area. 
Like nord for Ekofiskområdet borer ConocoPhillips undersøkelsebrønn 8/10-3.
The well is being drilled in the Megeladon prospect at a depth of 5340 metres. 
Brønnen bores på Megeladonprospektet på et dyp av 5340 meter.
The well, which is scheduled for completion in December, is important for the further exploration of the deep exploration targets in the southern North Sea. 
Brønnen, som etter planen skal avsluttes i desember, er viktig for videre utforskning av de dype letemålene i sørlige nordsjø.
West of Ula, BG Norge is in the process of completing well 1/3-12 S in the Mandarin prospect. 
Vest for Ula er BG Norge er i ferd med å avslutte brønn 1/3-12 S på prospektet Mandarin.
This is the deepest well ever drilled on the Norwegian shelf (more than 5900 m deep). 
Dette er den dypeste brønnen som er boret på norsk sokkel( over 5900 m dyp).
There has been no exploration activity in the Barents Sea so far in 2010. 
I Barentshavet har det ikke vært leteaktivitet hittil i år.
The drilling facility Polar Pioneer will start a drilling campaign in the north in October. 
I oktober starter boreinnretningen Polar Pioneer en borekampanje i nord.
The first well will be drilled in the Skrugard prospect, west of Lopphøgda, in production licence 532. 
Første brønn bores på Skrugardprospektet, vest for Lopphøgda, i utvinningstillatelse 532.
The well is operated by Statoil. 
Brønnen opereres av Statoil.
This was a popular area in the 20th Licensing Round. 
Dette var et populært område i 20. konsesjonsrunde.
Eni will then drill two exploration wells - one in the Alke area (production licence 489, awarded in APA 2008), and one in production licence 533 west of Lopphøgda, awarded in the 20th Licensing Round. 
Eni skal så bore to letebrønner - en i Alkeområdet (utvinningstillatelse 489, tildelt i TFO 2008) og en i utvinningstillatelse 533 vest for Lopphøgda, tildelt i 20. konsesjonsrunde.
The NPD's forecast of 40 to 50 exploration wells spudded in 2010 seems to hold true, although the drilling programs so far are not coming in at the same pace as last year. 
ODs prognose om at mellom 40 og 50 letebrønner vil bli påbegynt i 2010 ser ut til å holde, selv om boreprogrammene ikke kommer inn i samme tempo som i fjor til nå.
One cause of this is Statoil's reduction in exploration activity compared with 2009. 
En årsak er at Statoil har redusert leteaktiviteten i forhold til i 2009.
Plans for development and operation - 2010 
Planer for utbygging og drift - 2010
Four plans for development and operation (PDO) have been submitted in the first half of 2010 for the Norwegian shelf. 
I første halvår 2010 er det levert inn fire planer for utbygging og drift (PUD) på norsk sokkel.
The Norwegian Petroleum Directorate expects that two or three PDOs will be submitted in the second half of the year. 
Oljedirektoratet forventer at det leveres to – tre PUD-er til i andre halvår.
This is approximately in line with the NPD's estimates at the beginning of the year. 
Dette er omtrent i tråd med ODs anslag ved årsskiftet.
The operating company Statoil has submitted a PDO for 15/3-1 S Gudrun and 15/3-4 Sigrun. 
Operatøren Statoil har levert PUD for 15/3-1 S Gudrun og 15/3-4 Sigrun.
The licensees plan to develop Gudrun with a platform connected to Sleipner. 
Rettighetshaverne legger opp til at Gudrun bygges ut med en plattform som knyttes til Sleipner.
According to the plan, Sigrun will be a subsea development connected to Gudrun. 
Etter planen blir det en undervannsutbygging på Sigrun som knyttes til Gudrun.
The operating company BG has submitted a PDO for 15/12-19 Pi Sør and 6/3-1 Pi Nord (now Gaupe). 
Operatøren BG har levert PUD for 15/12-19 Pi Sør og 6/3-1 Pi Nord (nå Gaupe).
The licensees want a subsea development connected to Armada on the UK continental shelf. 
Rettighetshaverne ønsker en undervannsutbygging knyttet opp mot Armada på britisk sokkel.
The operating company Eni has submitted a PDO for 6507/7-2 Marulk. 
Operatøren Eni har levert PUD for 6507/7-2 Marulk.
The licensees plan a subsea satellite connected to Norne. 
Rettighetshaverne legger opp til en undervannssatellitt som knyttes til Norne.
The operating company ConocoPhillips has submitted a PDO for a new living quarters platform on Ekofisk. 
Operatøren ConocoPhillips har levert PUD for ny boligplattform på Ekofisk.
The operating company Statoil will possibly submit a PDO for 34/10-23 Valemon in the autumn. 
Operatøren Statoil leverer muligens PUD for 34/10-23 Valemon til høsten.
The licensees want a platform solution where the gas is sent to Heimdal and the liquids sent to Mongstad via Kvitebjørn. 
Rettighetshaverne ønsker seg en plattformløsning der gassen sendes til Heimdal og væsken til Mongstad via Kvitebjørn.
The resource base for Valemon is uncertain. 
Ressursgrunnlaget for Valemon er usikkert.
The operating company Det norske will possibly submit a PDO for Frøy in the autumn. 
Operatøren Det norsk leverer muligens PUD for Frøy i høst.
This will be a new development of a shut-down field, and the licensees are considering several types of field centres (leasing). 
Det blir en ny utbygging av et nedstengt felt, rettighetshaverne vurderer flere typer feltsentre (leie).
A PDO was submitted in 2008, but the project was postponed due to the international financial crisis. 
PUD ble levert i 2008, men prosjektet ble utsatt på grunn av den internasjonale finanskrisen.
At the end of last year, it was expected that the operating company Maersk Oil would submit a PDO for 1/5-2 Flyndre in 2010, but this is now unlikely. 
Ved årsskiftet var det forventet at operatøren Maersk Oil ville levere PUD for 1/5-2 Flyndre i 2010, men det er nå lite sannsynlig at denne kommer i år.
Flyndre is a small border discovery straddling the Norwegian and UK sectors. 
Flyndre er et lite grensefunn på norsk og britisk sektor.
It seems that the operating company BG may deliver a PDO for the oil discoveries Bream and Jordbær at the end of 2010. 
Det ser ut til at operatøren BG kan komme til å levere PUD for oljefunnene Bream og Jordbær i slutten av 2010.
At the end of last year, the PDO was expected in 2011. 
Ved årsskiftet var det forventet en innlevering av PUD i 2011.
The licensees will probably go for a development with two leased field centres. 
Rettighetshaverne legger trolig opp til utbygging med to leide feltsentre.
The operating company Lundin may submit a PDO for the Nemo discovery in the North Sea. 
Operatøren Lundin kan komme til å levere PUD for Nemofunnet, som ligger i Nordsjøen.
The licensees plan a subsea development connected to the Pierce field on the UK continental shelf. 
Rettighetshaverne planlegger en undervannsutbygging tilknyttet Piercefeltet på britisk sokkel.
Hroar Hermansen is thanked by Director General Bente Nyland. 
Hroar Hermansen får takk for innsatsen av oljedirektør Bente Nyland.
(Photo: Astri Sivertsen) 
(Foto: Astri Sivertsen)
Nyland thanked the company for its substantial commitment to the programme over a period of many years, without receiving economic compensation. 
Nyland takket selskapet for å ha lagt ned en stor innsats i programmet gjennom mange år, uten økonomisk kompensasjon.
The special certificate and flowers were received by technical manager in ConocoPhillips Hroar Hermansen, who, along with an assistant, has been responsible for project implementation and budget in JCR. 
Diplomet og blomstene ble tatt i mot av teknisk sjef i ConocoPhillips Hroar Hermansen, som sammen med en assistent har hatt ansvar for prosjektgjennomføring og budsjett i JCR.
According to Hermansen, the tasks have e.g. consisted of promoting discussions, gathering the groups around a joint understanding of problems, and ensuring that the projects have delivered on time and as agreed. 
Ifølge Hermansen har oppgaven blant annet bestått i å få til diskusjoner, samle gruppene rundt en felles problemforståelse, og påse at prosjektene har levert i henhold til tid og avtale.
”This has been very interesting work, which has been professionally rewarding and has given us access to many knowledgeable people”, says Hermansen. 
”Det har vært et veldig interessant arbeid, som har vært profesjonelt givende og gitt oss tilgang til mange kunnskapsrike folk,” sier Hermansen.
JCR was established in 1980 by the Norwegian Petroleum Directorate and the Danish Energy Agency, along with the licensees on chalk fields in the North Sea. 
JCR ble etablert i 1980 av Oljedirektoratet og Energistyrelsen, sammen med rettighetshaverne til krittfelt i Nordsjøen.
The chalk research on the Norwegian shelf dates back to the beginning of the 1970s, when development of the ConocoPhillips-operated Ekofisk area showed that the enormous chalk reservoirs there had a very low recovery rate. 
Krittforskningen på norsk sokkel skriver seg tilbake til begynnelsen av 1970-tallet, da utbyggingen av det ConocoPhillips-opererte Ekofiskområdet viste at de enorme krittreservoarene der hadde en svært lav utvinningsgrad.
The research programme focuses on problems tied to such reservoirs, and has provided new knowledge that has contributed greatly to the substantial increase in recovery rate from chalk reservoirs. 
Forskningsprogrammet fokuserer på problemstillinger tilknyttet slike reservoarer, og har gitt ny kunnskap som har bidratt sterkt til at utvinningsgraden fra krittreservoarer har økt betraktelig.
The research has also contributed to extending the fields’ lifetimes. 
Dessuten har forskningen medvirket til at feltenes levetid kan forlenges.
According to Hermansen, the work has involved the companies’ internal research departments, in addition to universities and other research institutions. 
Arbeidet har ifølge Hermansen involvert forskningsavdelinger internt i selskapene, i tillegg til universiteter og andre forskningsinstitusjoner.
The work in JCR has been divided into different phases. 
Arbeidet i JCR har vært delt inn i ulike faser.
The seminar being held in the NPD’s premises on 1 and 2 November is an initiative to start another phase, which would be the seventh phase so far. 
Seminaret som avholdes i Oljedirektoratets lokaler 1. og 2. november, er et initiativ til å få i gang en ny fase, som i så fall blir den sjuende i rekken.
Among the topics to be discussed at the meeting are potential new research projects and appointing new contact persons. 
Møtet skal blant annet drøfte tema for eventuelle nye forskningsprosjekter, og utnevne nye kontaktpersoner.
The 37 participants come from the oil companies, the NPD, the Danish Energy Agency, and Nordsøfonden. 
De 37 deltakerne kommer fra oljeselskapene, Oljedirektoratet, Energistyrelsen og Nordsøfonden.
Integrated operations (IO), or e-operations, entails using ICT solutions based on realtime data to integrate work processes across disciplines and between organisations. 
Integrerte operasjonar (IO), eller e-drift, inneber å ta i bruk IKT-løysingar tufta på sanntidsdata for å integrere arbeidsprosessar på tvers av fag og mellom organisasjonar.
E-operations make it possible to control operations regardless of distance – for example between land and sea. 
Ved hjelp av e-drift kan operasjonar bli styrt uavhengig av avstand – til dømes mellom land og hav.
According to the NPF*, IO is entering a renaissance. 
Ifølge NPF er IO inne i ein ny vår.
The change process is still going on, and it is important to share experiences and learn from past mistakes.. 
Endringsprosessane held fram, og det er viktig å dele erfaringar og lære av andre sine feil.
Information about registration and the program can be found on the NPF website. 
Informasjon om påmelding og program finst på NPF sin nettstad.
The IOR award is intended to be a recognition of creativity, courage and willingness to take risks when it comes to applying methods and technology that can improve recovery beyond what is expected with current plans and methods. 
IOR-prisen er ment som en anerkjennelse for kreativitet, standhaftighet og risikovilje når det gjelder å ta i bruk metoder og teknologi som kan øke utvinningen utover det som kan forventes med eksisterende planer og metoder.
The deadline for nominations is 15 March 2010. 
Frist for å foreslå kandidater er 15. mars 2010.
Read more about previous winners.pdf 
Les mer om tidligere prisvinnere (pdf)
Ekofisk, Eldfisk and Ula all have long expected remaining lives. 
Både Ekofisk, Eldfisk og Ula har forventet gjenværende, lang levetid.
”The Norwegian Petroleum Directorate has complete confidence in the operators carrying out all necessary studies to make electrification of these fields a real option when the companies present their development plans to the authorities for approval. 
”Oljedirektoratet har full tillit til at operatørene gjør de nødvendige utredninger slik at elektrifisering av disse feltene framstår som en reell mulighet når selskapene framlegger sine utbyggingsplaner for godkjennelse hos myndighetene.
The costs of such measures must be considered when the studies have been completed,” says Johannes Kjøde, NPD director of discoveries and fields south. 
Kostnadene ved et slikt tiltak må vurderes når utredningene er ferdigstilt,” sier Johannes Kjøde, Oljedirektoratets direktør for funn og felt, område sør.
In 1996, the Norwegian parliament (Storting) decided that supplying power by electricity must be considered instead of continued use of gas turbines in all new developments and major modifications. 
Stortinget besluttet i 1996 at kraftforsyning med strøm for land må vurderes framfor fortsatt bruk av gassturbiner, ved alle nye utbygginger og ved større ombygginger.
The topic was given new relevance by the Climate Cure 2020 report presented in February. 
Dette ble videre aktualisert av Klimakur 2020-rapporten som ble presentert i februar.
In this connection, the NPD pointed out the option of supplying fields on the shelf with electricity from land, and that the opportunities for doing so seem to be greatest in the southern part of the Norwegian shelf. 
Oljedirektoratet pekte i den forbindelse på muligheter for å forsyne felter på sokkelen med strøm fra land, og at mulighetene synes størst i det sørligste området på norsk sokkel.
The activity level is also high, with a number of new projects and field developments under way. 
Samtidig er aktiviteten på sokkelen høy, med flere nye prosjekter og utbygginger i vente.
New fields on stream Two new fields have come on stream during the year, Skirne and Kvitebjørn. 
Nye felt To nye felt er satt i produksjon i løpet av 2004; Skirne og Kvitebjørn.
For 2005 it is expected that another two will come on stream, Kristin and Urd. 
I 2005 forventes det at ytterligere to nye felt vil komme i produksjon; Kristin og Urd.
Seven new players A total of seven new companies were pre-qualified by the authorities in 2004 as licensees or operators on the Norwegian continental shelf. 
Nye aktører I løpet av 2004 er sju nye selskap prekvalifisert som operatør eller rettighetshaver på norsk sokkel.
Activity level Investments for 2004 have been estimated at nearly NOK 70 billion (2004), excluding exploration costs. 
Høyt aktivitetsnivå Investeringer for 2004 er anslått til nærmere 70 milliarder kroner (2004) eksklusiv letekostnader.
This is ten billion more than the previous year. 
Dette er 10 milliarder mer enn året før.
During 2004 the authorities received eight applications regarding Plan for Development and Operation (PDO) and PDO exemptions. 
I løpet av 2004 mottok myndighetene åtte søknader om Plan for utbygging og drift (PUD) og PUD-fritak.
Alvheim and Urd were approved in 2004, while Vilje and Rimfaks/Skinfaks IOR are expected to be approved during the first quarter of 2005. 
Alvheim og Urd ble godkjent i 2004, mens Vilje og Rimfaks/Skinfaks IOR forventes godkjent første kvartal 2005.
Of the 17 wells there are nine wildcat wells and eight appraisal wells. 
Av disse er ni undersøkelsesbrønner og åtte avgrensningsbrønner.
Stable resources There is no change in the overall estimate of petroleum resources on the Norwegian continental shelf as of 31 December 2004 compared to last year's account. 
Stabile ressurser Det er ingen endring i det totale anslaget for petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel per 31.12.2004 i forhold til fjorårets regnskap.
However, there has been a considerable maturing of the offshore resources. 
Det har imidlertid vært en betydelig modning av ressursene på sokkelen.
External environment During 2004 the NPD contributed to a series of different projects concerning external environment. 
Og gjennomsnittlig utvinningsgrad av olje for felt i drift stiger.
Contact in the NPD: Eldbjørg Vaage Melberg, tel +47 51876100 
Kontaktperson i OD: Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00
Petroleum production: New record Production of marketable petroleum reached a new peak in 2004, with a total of 263 million marketable Sm3 oil equivalents being produced. 
Det ble produsert i alt 263 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3 o.e.).
This is 1 million Sm3 o.e. more than the record year 2003. 
Dette er en million Sm3 o.e. mer enn rekordåret 2003.
Wellbore 16/1-10 will be drilled from the Bredford Dolphin drilling facility at position 58° 51’ 14.61” North and 02° 16’ 30.85" East, after the facility concludes drilling of wildcat well 34/3-1 S for BG Norge AS in production licence 373 S. 
Brønnbane 16/1-10 skal bores fra boreinnretningen Bredford Dolphin i posisjon 58° 51’ 14.61” Nord og 02° 16’ 30.85" Øst etter avslutning av boring av undersøkelsesbrønnen 34/3-1 S for BG Norge AS i utvinningstillatelse 373 S.
The drilling program for wellbore 16/1-10 relates to drilling of an appraisal well in production licence 338. 
Boreprogrammet for brønnbane 16/1-10 gjelder boring av avgrensingsbrønn i utvinningstillatelse 338.
Lundin is the operator with a 50 per cent ownership interest, while the other licensees are Revus and RWE-DEA with 30 and 20 per cent respectively. 
Lundin er operatør med 50 prosent andel mens øvrige rettighetshavere er Revus og RWE-DEA med hhv 30 og 20 prosent hver.
The area in this licence consists of the south-eastern part of block 16/1. 
Arealet i denne tillatelsen består av den sørøstlige delen av blokk 16/1.
Well 16/1-10 is located about 15 km east of the 15/3-1 S Gudrun discovery in the central part of the North Sea. 
Brønn 16/1-10 er lokalisert om lag 15km øst for 15/3-1 S Gudrun-funnet i midtre del av Nordsjøen.
Production licence 338 was awarded in APA 2004. 
Utvinningstillatelse 338 ble tildelt i TFO i 2004.
The permit is contingent upon the operator obtaining all other permits and consents required by other authorities prior to commencing the drilling activity. 
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter er gitt før boreaktiviteten starter.
Before this date, version 2 of the FactPages will not be updated with new information. 
Før denne datoen vil ikke Faktasider versjon 2 bli oppdatert med ny informasjon.
However, version 1 of the FactPages will be updated as usual. 
Faktasider versjon 1 vil derimot bli oppdatert som tidligere.
Link to FactPages version 1 
Lenke til Faktasider versjon 1
Several new field developments 
Flere nye feltutbygginger