natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The licence includes a work commitment to drill an exploration well within three years of the award. 
Lisensen inneholder en arbeidsforpliktelse om boring av en letebrønn innen treår etter tildelingen.
A potential discovery will have a follow-up potential and may add important additional volumes to Aasta Hansteen. 
Et eventuelt funn vil ha oppfølgingspotensiale og vil kunne gi viktige tilleggsvolum til Aasta Hansteen.
The award illustrates Statoil’s intensified search for new resources in the Norwegian Sea. 
Tildelingen illustrerer hvordan Statoil har intensivert jakten på nye ressurser i Norskehavet.
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for exploration in Norway and the UK. 
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for exploration in Norway and the UK.
(Photo: Ole Jørgen Bratland) 
(Photo: Ole Jørgen Bratland)
“Over the past two years we have replenished our portfolio with interesting prospects. 
–Vi har over de to siste årene fornyet porteføljen vår med interessante prospekter.
“Our commitment to the Norwegian Sea is demonstrated by the oil and gas discovery in well 6608/10-17 Cape Vulture, announced earlier today. 
- Vår satsning på Norskehavet er tydeliggjort av olje- og gassfunnet i brønn 6608/10-17 Cape Vulture, annonsert tidligere i dag.
This licence was awarded in APA 2015, and the well completed within one year of award. 
Denne lisensen ble tildelt i TFO 2015 og brønnen er fullført bare ett år etter lisenstildeling.
This is in line with our ambition to quickly clarify the prospectivity acreage we are awarded,” Averty says. 
Dette er i tråd med vår ambisjon om rask avklaring av prospektivitet i områder vi blir tildelt, sier han.
In APA 2016 Statoil was awarded new production licences in all of the three provinces on the NCS: 
I TFO 2016 er Statoil tildelt nye utvinningstillatelser i alle tre provinser på norsk sokkel:
50% share and operator for production license 901 (blocks 7122/5,6 and 7123/4) 
50% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 901 (blokkene 7122/5,6 7123/4)
64% share and operator for production license 128E (block 6608/10) 
64% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 128E (blokk 6608/10)
30% share and partner in production license 255C (block 6406/5) 
30% eierandel og partner i utvinningstillatelse 255C (blokk 6406/5)
20% share and partner in production license 847B(block 6707/4) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 847B(blokk 6707/4)
40% share and operator for production license 890 (blocks 6507/7,8) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 890 (blokkene 6507/7,8)
40% share and partner in production license 894 (blocks 6604/5,6 and 6605/4,5,7) 
40% eierandel og partner i utvinningstillatelse 894 (blokkene 6604/5,6 og 6605/4,5,7)
40% share and partner in production license 895 (blocks 6609/2,3,4,5,6) 
40% eierandel og partner i utvinningstillatelse 895 (blokkene 6609/2,3,4,5,6)
20% share and partner in production license 896 (blocks 6610/2,3 and 6611/1,2) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 896 (blokkene 6610/2,3 og 6611/1,2)
50% share and operator for production license 897 (blocks 6606/2,3 and 6706/12) 
50% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 897 (blokkene 6606/2,3 og 6706/12)
70% share and operator for production license 898 (blocks 6707/10,11,12) 
70% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 898 (blokkene 6707/10,11,12)
60% share and operator for production license 899 (blocks 6706/12 and 6707/10) 
60% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 899 (blokkene 6706/12 og 6707/10)
49,3 % share and operator for production license 053C (block 30/6) 
49,3 % eierandel og operatør for utvinningstillatelse 053C (blokk 30/6)
40% share and operator for production license 630BS (block 35/10) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 630BS (blokk 35/10)
20% share and partner in production license 782SC (block 25/7) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 782SC (blokk 25/7)
20% share and partner in production license 860 (blocks 2/6,9 og 3/4) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 860 (blokkene 2/6,9 og 3/4)
40% share and operator for production license 864 (blocks 6/3, 7/1,2,4,5,6,8 og 16/10,11) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 864 (blokkene 6/3, 7/1,,2,4,5,6,8 og 16/10,11)
45% share and partner in production license 865 (blocks 15/12 og 16/7,8,10,11) 
45% eierandel og partner i utvinningstillatelse 865 (blokkene 15/12 og 16/7,8,10,11)
70% share and operator for production license 866 (blocks 15/5,8) 
70% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 866 (blokkene 15/5,8)
30% share and partner in production license 867 (block 16/1) 
30% eierandel og partner i utvinningstillatelse 867 (blokk 16/1)
40% share and partner in production license 868 (block 16/1) 
40% eierandel og partner i utvinningstillatelse 868 (blokk 16/1)
80% share and operator for production license 870 (blocks 25/6,9 og 26/7) 
80% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 870 (blokkene 25/6,9 og 26/7)
20% share and partner in production license 871 (blocks 25/1,2,4,5) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 871 (blokkene 25/1,2,4,5)
40% share and partner in production license 873 (blocks 25/1,2 og 30/11) 
40% eierandel og partner i utvinningstillatelse 873 (blokkene 25/1,2 og 30/11)
70% share and operator for production license 878 (blocks 30/2,3) 
70% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 878 (blokkene 30/2,3)
70% share and operator for production license 879 (blocks 34/8,9,11,12) 
70% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 879 (blokkene 34/8,9,11,12)
60% share and operator for production license 883 (blocks 35/5,8) 
60% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 883 (blokkene 35/5,8)
30% share and partner for production license 884 (block 35/3) 
30% eierandel og partner i utvinningstillatelse 884 (blokk 35/3)
30% share and operator for production license 885 (blocks 35/3 og 36/1) 
30% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 885 (blokkene 35/3 og 36/1)
80% share and operator for production license 903 (blocks 25/1 og 30/10) 
80% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 903 (blokkene 25/1 og 30/10)
For further information, please contact: Media: Morten Eek, +4741689515 Investor relations: Anca Jalba, +4741087988 
For ytterligere informasjon, ta kontakt med: Media: Morten Eek, 41689515 Investor relations: Anca Jalba, 41087988
Press release Ministry of Petroleum and Energy: APA 2016 – Considerable interest in further exploration of the Norwegian Continental Shelf 
Pressemelding Olje- og energidepartementet: TFO 2016 – Stor interesse for videre utforsking av norsk sokkel
APA 2016 map (PDF) 
Kart over TFO 2016 (PDF)
"Injection represents an interesting additional sales channel for Norwegian gas," confirms Statoil's Rune Bjørnson, who chairs the GFU. 
"Salg til injeksjon er en interessant ekstrakanal for avsetning av norsk gass," sier leder i GFU, Rune Bjørnson.
He emphasises that these sales are made on commercial terms which match prices and conditions obtained in continental Europe. 
Han understreker at disse salgene er gjort på kommersielle vilkår som er på linje med kontinentale betingelser og priser.
Most of the remaining 20 per cent of sales in 1999-2000 were short-term deliveries to new and existing European customers. 
Snaut 20 prosent av salgene som ble gjort i gassåret 1999 er kortsiktige leveranser til nye og eksisterende kunder på kontinentet.
Little was sold under long-term contracts. 
Det er i liten grad solgt gass på langsiktige kontrakter.
"This probably reflects a desire by buyers to gauge the effect of the European Union's gas directive before binding themselves to long deals," says Bjørnson. 
"Dette henger trolig sammen med at kjøperne ønsker å se effekten av EUs gassdirektiv før de binder seg til kontrakter som løper over lengre tid," sier Bjørnson.
He is optimistic over prospects for additional sales in the present gas year, which began on 1 October. 
GFU-lederen er optimistisk med tanke på nye salg i gassåret 2000 som startet 1. oktober.
"In the longer term, the biggest demand for new Norwegian gas volumes will probably come from the UK as its own production declines." 
På sikt vil trolig den største etterspørselen etter nye mengder norsk gass komme fra Storbritannia etterhvert som britenes egen produksjon faller," sier Bjørnson.
A record share of Norwegian gas sales in the 1999-2000 gas year will be used to improve recovery from Norwegian offshore fields. 
En rekordstor andel av den norske gassen som ble solgt i gassåret 1999 skal brukes til å øke utvinningen av olje fra felt på norsk sokkel.
Plans call for this venture to become operative as soon as the country's gas market has been liberalised. 
Det nye selskapet skal etter planen være operativt så snart det tyrkiske gassmarkedet har blitt liberalisert.
After signing a letter of intent in late June, the two partners have sought to identify and develop possible projects of mutual interest. 
De to selskapene inngikk en intensjonsavtale i slutten av juni.
"We've now taken a step into the Turkish market," says project director Per Lindberg in European Gas. 
"Vi har nå tatt et skritt inn i det tyrkiske markedet.
He adds that European Gas will soon be opening an office in Istanbul to follow up the obligations and opportunities which follow from the deal. 
Han legger til at Europeisk Gass i løpet av meget kort tid skal etablere kontor i Istanbul for å følge opp de forpliktelser og muligheter som avtalen gir.
The group also controls Aygas, which holds 40 per cent of the Turkish market for liquefied petroleum gases (LPG). 
Selskapet kontrollerer dessuten Aygas, som med sin markedsandel på 40 prosent er Tyrkias største produsent av flytende petroleumsgass (LPG).
One of Turkey's largest industrial combines, KOC appears in the top 500 listing of international companies produced by America's Fortune magazine. 
KOC er et av Tyrkias største industriselskaper og figurerer på magasinet Fortunes liste over verdens 500 største internasjonal selskaper.
A shareholder deal signed by Statoil and Turkey's KOC Holding has laid the basis for a new jointly-owned Turkish gas company. 
Statoil og det tyrkiske industrikonsernet KOC Holding har undertegnet en aksjonæravtale som danner grunnlag for et felles gasselskap i Tyrkia.
Exploration well 6608/11-2 was drilled by the West Navion ship in 350 metres of water and terminated just over 2,200 metres below sea level. 
Boreskipet West Navion avsluttet boringen ved 2200 meter under havoverflaten.
One aim of the well was to determine whether a connection exists between Falk and the neighbouring Svale deposit, explains Roger Inge Johansen, exploration manager for the Nordland area. 
Sektorleder for leting i Nordlandsområdet, Roger Inge Johansen, sier et av formålene med boringen var å bestemme om det er forbindelse mellom naboforekomsten Svale og Falk.
Logging and core sampling are now under way to analyse the discovery and the type of crude. 
For å analysere funnet og oljetypen foregår det nå logging og opphenting av kjerneprøver.
But the licensees have decided against a production test because the data appears to be sufficient. 
Lisensgruppen har besluttet ikke å produksjonsteste brønnen, fordi datainnsamlingen ser ut til å gi tilstrekkelig informasjon.
A promising discovery has been made by Statoil in the Falk structure 20 kilometres north-east of its Norne field in the Norwegian Sea. 
Statoil har gjort et lovende oljefunn på Falk-strukturen 20 kilometer nordøst for Norne-feltet i Norskehavet.
The contract with Mærsk Contractors Norge, which owns and operates the Mærsk Giant production jack-up, has been cancelled with effect from 1 June 2001. 
Kontrakten med Maersk Contractors Norge, som eier og driver produksjonsplattformen Mærsk Giant, er sagt opp med virkning fra 1. juni neste år.
Similarly, the charter for the Navion Saga storage ship operated by Rasmussen Maritime has been cancelled with effect from 21 May. 
I tillegg er kontrakten med Rasmussen Maritime Services, som driver lagerskipet Navion Saga, sagt opp med virkning fra 21. mai.
"Development and production of this small field in close cooperation with the two contractors has been educational and challenging, particularly at a time of sharp fluctuations in oil prices," says Ms Moldskred. 
"Utvikling og drift av småfeltet, som har foregått i nært samarbeid med Maersk Contractors og Rasmussen Maritime, har vært lærerikt og utfordrende spesielt i en periode med sterke svingninger i oljeprisen," sier Moldskred.
Yme currently has seven active production wells, flowing about 16,000 barrels of oil per day. 
Yme-feltet har for tiden sju aktive produksjonsbrønner, som i dag produserer om lag 16.000 fat olje i døgnet.
When the producers start being shut in next March, daily output is expected to have fallen to 9,000 barrels per day. 
Når nedstengningen av produksjonsbrønner starter i mars neste år, antas det daglige uttaket å være nede på 9000 fat.
The field will have yielded some 51 million barrels of oil. 
I løpet av hele sin levetid er feltet beregnet å produsere 51 millioner fat olje.
A decision to cease production from Statoil's Yme field in the North Sea next summer has been taken by the licensees. 
Rettighetshaverne i det Statoil-opererte Yme-feltet i Nordsjøen har besluttet å stenge ned produksjonen på feltet sommeren 2001.
The shutdown was implemented immediately after the leak was discovered in a thermowell on a gas pipeline, reports platform manager Anton Osenbroch. 
Ifølge plattformsjef Anton Osenbroch skjedde det umiddelbart etter at lekkasjen i en temperaturlomme i et gassrør ble oppdaget.
There are 120 people on the platform, and crew were ordered into the lifeboats in accordance with safety instructions. 
De 120 menneskene om bord på plattformen gikk i henhold til sikkerhetsprosedyrene i livbåtene.
Repairs on the gas line are due to be completed during the night. 
Gassrøret skal etter planen være ferdig reparert i løpet av natten.
If all goes according to plan, Mr Osenbroch expects production to resume in the course of 29 November. 
Dersom alt går som planlagt, regner Osenbroch med å starte produksjonen igjen i løpet av morgendagen.
Åsgard B started gas production on 1 October, and is currently producing some 14 million cubic metres per day. 
Åsgard B har produsert siden 1. oktober og produserer rundt 14 millioner kubikkmeter gass i døgnet.
Production from Statoil's Åsgard B floater in the Norwegian Sea was halted this morning, 28 November, following the discovery of a gas leak. 
Gassproduksjonen på Åsgard B-plattformen i Norskehavet ble i formiddag, 28. november, stoppet på grunn av en gasslekkasje.
"Uncertainty about the future rules for reducing greenhouse gas emissions is unfortunate," says environmental adviser Frede Cappelen. 
"Det er uheldig å ha en usikkerhet knyttet til framtidige regler for hvordan klimautslippene skal reduseres," sier miljørådgiver Frede Cappelen.
He was an observer for Statoil during the negotiations in the Dutch city, which ended on 25 November. 
Han var observatør for Statoil under forhandlingene i Haag i Nederland som endte lørdag 25. november.
Representatives from 182 nations were present to conclude talks on a regulatory framework for implementing the Kyoto protocol. 
Representanter fra 182 land kom sammen for å avslutte forhandlingene om et regelverk for å sette Kyoto-protokollen ut i livet.
Statoil wants to see the establishment of a system of emission trading with greenhouse gases. 
Statoil ønsker at et system for handel med utslippskvoter for klimagass blir etablert.
And it wants emission reductions achieved in other countries to be credited against obligations to reduce emissions in Norway. 
Selskapet ønsker også at det gis adgang til å få godskrevet utslippsreduksjoner som oppnås i andre land i forhold til forpliktelser om utslippsreduksjoner i Norge.
"We're now entering a period of uncertainty about the future rules, which we'd hoped to avoid," says Mr Cappelen, who has been an international observer at climate negotiations since 1996. 
"Vi går nå inn i en periode med usikkerhet om de framtidige reglene, noe vi hadde håpet vi kunne blitt spart for," sier Cappelen som siden 1996 har vært internasjonal observatør på klimaforhandlingene.
The Hauge meeting was the third to be held in the wake of the Kyoto protocol. 
Dette er den tredje konferansen i forhandlingene om oppfølgingen av Kyoto-protokollen.
Further talks are likely to be held at the end of May. 
Det blir trolig nye forhandlinger i slutten av mai neste år.
Following this, the share saving plan has 10,883,990 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 10.883.990 aksjer.
The bit was used to deviate eight well paths from vertical to horizontal over a total length of 5,122 metres, compared with a previous record of 3,662 metres. 
Borekronen ble brukt til å bore åtte vertikale til horisontale brønnbaner til en total lengde av 5122 meter.
According to Tore Larsen, manager for well work in the project, new technology has been adopted for direct transfer of downhole data to geological simulation models. 
Ifølge Tore Larsen, som er ansvarlig for brønnarbeidet, har prosjektet tatt i bruk ny teknologi med direkte overføring av data fra brønnene til geologiske simuleringsverktøy.
This gives everyone involved access to updated information via an intranet, with opportunities to take quick decisions while drilling ahead. 
Dette gir alle i prosjektet tilgang til oppdatert informasjon via intranett med mulighet til raske beslutninger mens boringene pågår.
Sincor is developing a heavy crude field in the Zuata region, about 200 kilometres from the Venezuelan capital of Caracas. 
Sincor bygger ut et tungoljefelt i Zuata-regionen cirka 20 mil fra Venezuelas hovedstad Caracas.
This area is estimated to contain 45 billion barrels of oil. 
Området er anslått å inneholde 45 milliarder fat olje.
Seven rigs have drilled 100 extended-reach horizontal wells over the past 14 months. 
I løpet av de siste 14 månedene har sju rigger boret 100 langtrekkende horisontale brønner.
Early production from the field is due to begin towards the end of the year, with full output scheduled by the end of 2002. 
Tidligproduksjon fra feltet skal starte mot slutten av året med full produksjon innen utgangen av 2002.
A world record for drilling with a 12 1/4-inch bit has been set by Venezuela's Sincor heavy crude project, in which Statoil has a 15 per cent interest. 
Tungoljeprosjektet Sincor i Venezuela, hvor Statoil deltar med 15 prosent, har satt verdensrekord i boring med 12 1/4 tommer borekrone.
This leak was small, and favourably located in relation to the wind blowing towards the sea. 
Lekkasjen var liten i omfang og med en gunstig plassering i forhold til vindretningen ut mot sjøen.
No lifeboat muster was accordingly felt to be necessary. 
Det ble derfor besluttet ikke å mønstre til livbåtene.
Gas customers have accordingly been unaffected. 
Gasskundene blir derfor ikke berørt.
Statoil's internal commission of inquiry has had its mandate extended to cover the latest leak as well. 
Statoil har oppnevnt en intern granskningsgruppe med utvidet mandat til også å granske den siste lekkasjen.
Production remains suspended on Statoil's Åsgard B gas platform in the Norwegian Sea after a new leak was discovered last night. 
Gassplattformen Åsgard B i Norskehavet er fortsatt nedstengt etter at det ble oppdaget en ny gasslekkasje i natt.
When rich gas arrives by pipeline at the complex, it is sent either to the Statpipe facility or the newly-built Åsgard plant. 
Når naturgass kommer i rør inn til Kårstø i Rogaland sendes den videre enten til Statpipe-anlegget eller det nybygde Åsgard-anlegget.
The remaining lean gas is compressed and sent through Europipe II to Germany. 
Tørrgassen blir komprimert og sendt gjennom Europipe II til kontinentet.
Markets for NGLs are largely different from those for lean gas. 
Våtgassproduktene selges stort sett til andre markeder enn tørrgassen.
So NGL output from Kårstø can be increased without necessarily needing higher lean gas sales. 
Derfor kan produksjonen av våtgass på Kårstø økes uten av dette nødvendigvis krever et høyere salg av tørrgass.
When the gas flow in one leg of the Statpipe line was reversed in connection with the start-up of Europipe II, it provided opportunities for piping gas from such fields as Troll and the Sleipner area to Kårstø and on to Germany. 
Da gasstrømmen i den ene Statpipe-ledningen ble snudd i fjor i forbindelse med oppstarten av Europipe II, åpnet det for at gass fra felt som Troll og Sleipner kunne sendes til Kårstø og videre til Tyskland.
The Statpipe leg from Kårstø to the Draupner transport hub in the North Sea can also be used when required to export gas. 
Statpipe-ledningen fra Kårstø kan også ved behov brukes til eksport via gassknutepunktet Draupner i Nordsjøen.
Starting up the Åsgard facility at Statoil's Kårstø treatment complex north of Stavanger has enhanced flexibility, increased value creation and improved regularity. 
Oppstarten av Åsgard-anlegget for snart to måneder siden har ført til mer fleksibilitet, økt verdiskaping og bedre regularitet for gassbehandlingen på Kårstø i Nord-Rogaland.
“We’re glad to have achieved a solution which is satisfactory to both sides,” says chief Statoil negotiator Jostein Gaasemyr. 
"Vi er glad for å ha kommet fram til en løsning som er tilfredsstillende for begge parter.
It was also agreement that the negotiating process for future pay settlements should be improved. 
Videre ble det enighet om at forhandlingsprosessen for framtidige oppgjør skal forbedres.
See press release from the Norwegian Oil Industry Association (OLF) - in Norwegian only. 
Se pressemelding fra OLF.
Mr Krumsvik expects production to resume towards the end of next week. 
Krumsvik regner med å starte produksjonen igjen mot slutten av neste uke.
In the meantime, gas deliveries due from Åsgard are being covered by supplies from Oseberg and Troll in the North Sea. 
I mellomtiden leverer feltene Oseberg og Troll i Nordsjøen gassvolumene til kundene på kontinentet.
Transocean Arctic is due to drill to a depth of 2,800 metres in 288 metres of water. 
Riggen Transocean Arctic skal bore ned til 2800 meter på 288 meters havdyp.
"The well is primarily intended to check for hydrocarbons in Upper Triassic and Jurassic sandstones," says Erik Henriksen, sector manager for the Barents Sea in the new areas unit. 
"Hensikten med brønnen er først og fremst å teste mulighetene for hydrokarboner i sandsteiner fra perioden øvre trias og jura alder," sier Erik Henriksen, sektorleder for Barentshavet i Nye områder.
This wildcat is regarded as interesting because the target structure represents a new play in a new exploration region. 
Brønnen vurderes som interessant, fordi strukturen representerer en ny type letemodell i et nytt leteområde.
This well is the fourth being drilled by Transocean Arctic in the eastern Barents Sea this year. 
Statoil-brønnen er den fjerde Transocean Arctic borer i den østlige delen av Barentshavet i år.
Norsk Hydro drilled a duster in August, while Norsk Agip found oil in early October and small quantities of gas in a second well. 
Norsk Agip gjorde et oljefunn i begynnelsen av oktober, og fant mindre mengder gass i sin andre letebrønn.
These four are the first wells drilled in the Barents Sea for six years. 
Disse fire brønnene er de første som er blitt boret i Barentshavet på seks år.
PL 202 was awarded in the Norway's 14B licensing round in September 1993. 
PL 202 ble tildelt i konsesjonsrunde 14B i september 1993.
In addition to Statoil with 25 per cent, the partners are the state's direct financial interest (SDFI) with 30 per cent, Amerada Hess with 25 per cent and Hydro with 20 per cent. 
Partnerne i lisensen er operatøren Statoil med en andel på 25 prosent, Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) 30 prosent, Amerada Hess med 25 prosent og Norsk Hydro 20 prosent.
The first wildcat in the North Cape Basin of the Barents Sea off northern Norway was spudded by Statoil on 5 December. 
Statoil begynte å bore den første letebrønnen i Nordkappbassenget i Barentshavet tirsdag 5. desember.
Snøhvit would be the first development in Norway's sector of the Barents Sea. 
Snøhvit er den første utbyggingen i den norske delen av Barentshavet.