natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Special attention was devoted during the past year to Snorre, which has the largest remaining oil reserves among producing oil fields on the NCS after Ekofisk. 
En spesiell oppmerksomhet har i året som gikk vært rettet mot Snorrefeltet, som har de største gjenværende reservene av oljefelt i produksjon på norsk sokkel, etter Ekofiskfeltet.
According to Petoro's calculations, this will yield 240 million barrels of extra crude - substantially more than the oil in the Goliat field soon to come on stream in the Barents Sea. 
Etter Petoros beregninger vil dette gi 240 millioner fat ekstra olje, som er betydelig mer olje enn i Goliatfeltet som snart kommer i produksjon i Barentshavet.
A new platform for Snorre 2040 represents a demanding decision. 
En ny plattform for Snorre 2040 er en krevende beslutning.
Other mature fields given priority by Petoro in 2013 include the big Heidrun and Oseberg oil producers. 
Andre modne felt som Petoro har prioritert i 2013 er de store oljefeltene Heidrun og Oseberg.
As with Snorre, the main effort has related to identifying new drilling targets in order to secure a better picture of the total remaining need for wells and thereby create greater confidence in the reserve base. 
Som for Snorre, har hovedinnsatsen vært knyttet til å identifisere nye brønnmål for å få et bedre bilde av det totale gjenværende brønnbehovet og dermed skape større tillit til reservegrunnlaget.
This is fundamental for the discussion of future development. 
Dette er grunnleggende for diskusjon om framtidig utvikling.
Petoro's commitment on Heidrun since 2010 has convinced the partnership to carry out detailed work to realise the reserve potential. 
Petoros innsats på Heidrunfeltet siden 2010, har overbevist partnerskapet om å gjøre et grundig arbeid for å realisere reservepotensialet.
The company has played a key role in the partnership's establishment of a project intended to produce a long-term and coherent plan for continued development of the field. 
Petoro har vært sentral i partnerskapets etablering av et feltutviklingsprosjekt som skal gi en langsiktig og helhetlig plan for videreutvikling av Heidrun.
Petoro's commitment has related to changes in work processes for reservoir management, identification of new well targets and measures to boost the pace of drilling. 
Petoros innsats har vært knyttet til endring av arbeidsprosessene for reservoarstyring, identifisering av nye brønnmål og tiltak for økt boretakt.
The licence is due to decide in June 2014 whether the basis exists for starting conceptual studies. 
I juni 2014 skal lisensen beslutte om det er grunnlag for å sette i gang konseptstudier.
Petoro will conduct its own studies to support this process. 
Petoro vil gjennomføre egne studier for å understøtte denne prosessen.
The commitment on Johan Sverdrup in 2013 related to promoting a coherent development of the field up to a choice of concept in February 2014. 
Innsatsen i Johan Sverdrup-feltet har i 2013 vært knyttet til å fremme en helhetlig utvikling av feltet, fram mot konseptvalg i februar 2014.
This work includes independent analyses of the sub-surface. 
Dette arbeidet har blant annet inkludert uavhengige analyser av undergrunnen.
Petoro's field development commitment has concentrated particularly on solutions which maximise long-term value creation, including a single field centre, provision for water and gas injection, many well slots, an integrated drilling facility, enhanced oil recovery (EOR) and the provision of spare space for future phases. 
Petoros innsats innen feltutvikling har spesielt vært rettet mot løsninger som sikrer maksimal langsiktig verdiskaping, herunder; ett feltsenter, tilrettelegging for vann og gassinjisering, mange brønnslisser, integrert boreanlegg, avansert økt utvinning (EOR) og avsatt ledig areal for fremtidige faser.
This is in line with the company's strategy of shaping field development for future opportunities and manifesting the potential for EOR. 
Dette er i tråd med Petoros strategi om å ivareta feltutbygging for framtidige muligheter og synliggjøre potensialet for avansert økt utvinning.
Petoro has received a supplementary appropriation from its owner related to unitisation negotiations for the Johan Sverdrup discovery between PLs 265, 501 and 502. 
Petoro har fått en tilleggsbevilgning fra sin eier knyttet til samordningsforhandlingene for Johan Sverdrup-funnet, mellom de tre lisensene PL 265, PL 501 og PL 502.
Work on this was pursued in 2013 and will continue in the direction of negotiations in 2014. 
Arbeid med dette har vært gjennomført i 2013 og fortsetter inn mot forhandlingene i 2014.
Three of these fast-track projects where Petoro is a licensee - Skuld/Norne, Stjerne/Oseberg and Vigdis North-East/Tordis/Vigdis - came on stream during 2013. 
I løpet av 2013 er tre av hurtigutbyggingsprosjektene hvor Petoro er rettighetshaver, kommet i produksjon (Skuld/Norne, Stjerne/Oseberg og Vigdis NØ/Tordis/Vigdis).
Another five are due to begin production in coming years. 
Ytterligere fem slike prosjekter er planlagt å komme i produksjon i de kommende årene.
Kjell Pedersen retires from Petoro 
Kjell Pedersen pensjonerer seg fra Petoro
Mr. Kjell Pedersen, president and CEO of Petoro AS has announced his retirement from his position, effective June 12 2013. 
Administrerende direktør Kjell Pedersen i Petoro AS har meddelt at han vil pensjonere seg fra sin stilling med virkning fra 12. juni 2013.
Petoro is managing The State's Direct Financial Interest (SDFI) on the Norwegian continental shelf. 
Petoro er selskapet som forvalter Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) på norsk sokkel.
Chairman of the board of directors, Mr. Gunnar Berge, said Kjell Pedersen (60) retires in accordance with his terms of employment, and subsequent to splendid achievements in managing and building Petoro as an efficient and acknowledged caretaker of the government's own assets offshore Norway. 
Styreleder Gunnar Berge sier Kjell Pedersen (60) slutter i henhold til sin ansettelsesavtale og etter å ha gjort en fremragende innsats i det å lede og bygge opp Petoro AS som en effektiv og respektert aktør og ivaretaker av statens direkte eierandeler på norsk sokkel.
Mr. Berge said the board of directors will immediately start work to find a new CEO for the company 
Berge sier at styret umiddelbart vil starte arbeidet med å finne selskapets nye leder.
Up to my departure in June, I will concentrate on leading the company and at the same time contribute to an efficient transition to a new leader which the board of directors will appoint. 
Fram til min avgang i juni vil jeg være opptatt av å lede selskapet og samtidig bidra til en god overgang til den nye lederen som styret vil utpeke.
This is a management position I can strongly recommend. " 
Dette er en lederoppgave jeg anbefaler på det varmeste."
Pedersen adds that time will show what he himself is going to do after Petoro. 
Pedersen sier at hva han selv skal gjøre etter Petoro, vil tiden vise.
Petoro manages the SDFI on the NCS ­- in other words, about a third of Norway's oil and gas reserves. 
Petoro forvalter statens eierandeler på norske sokkel - det vil si om lag en tredel av landets olje- og gassreserver.
Its job is to create the highest possible value from these assets. 
Oppgaven vår er å skape størst mulig verdi fra disse eierandelene.
Unfortunately, Petoro has no vacancies at the moment. 
Vi har dessverre ingen ledige stillinger for øyeblikket.
The Norwegian state possesses big participatory interests in oil and gas licences on the NCS through the SDFI. 
Den norske stat eier store andeler i olje- og gasslisensene på norsk sokkel gjennom Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE).
These holdings are managed by Petoro AS. 
Disse eierandelene forvaltes av Petoro AS.
The most important job for its employees is to contribute to creating the highest possible value from the SDFI to benefit the whole of Norway. 
Vi som arbeider i selskapet har som vår viktigste oppgave å bidra til størst mulig verdiskaping fra statens direkte eierandeler - verdier som kommer hele Norge til gode.
This work is both highly interesting and challenging. 
Oppgaven å skape verdier er både spennende og utfordrende.
Good collaboration, internally and with other companies, the government and external centres of expertise, is crucial for achieving the company's goals. 
Et godt samarbeid internt og med andre selskaper, myndigheter og eksterne kompetansemiljøer, er helt sentralt for at Petoro skal nå sine mål.
Petoro's unique position on the NCS provides an overview and insight which equips its employees to see new commercial opportunities. 
Petoros unike posisjon på norsk sokkel gir oversikt og innsikt som setter medarbeiderne i stand til å se nye forretningsmessige muligheter.
The big portfolio of fields and licences managed by the company and the expertise of its staff allow it to influence the development of Norway's oil and gas adventure. 
Den store porteføljen av felt og lisenser samt medarbeidernes kompetanse gjør at vi kan påvirke utviklingen av det norske olje- og gasseventyret.
The company has just under 65 employees, who possess a broad range of expertise and experience. 
Vi er ca 65 ansatte med et bredt spekter av kompetanse og erfaring.
Petoro paper on EOR methods off Norway for WPC in Qatar 
Petoro-innlegg om EOR-metoder for norsk sokkel på WPC i Qatar
Petoro's efforts to get the issue back on the agenda - for Heidrun among other fields - have not gone unnoticed. 
Petoros engasjement for å få temaet tilbake på dagsorden - blant annet i Heidrunfeltet, har ikke gått upåaktet hen.
Oil recovery is often divided into three phases: 
Utvinning av olje deles gjerne i tre faser:
primary recovery utilises the natural pressure in the reservoir - all that needs to be done is to drill a well, and the oil comes up under its own steam 
Primær utvinning skjer som følge av det naturlige trykket i reservoaret - det er ”bare” å stikke hull/bore en brønn, så kommer oljen opp av seg selv.
secondary recovery involves injecting water and/or gas into the reservoir in order to maintain pressure or slow its decline as a result of oil/gas production 
Sekundær utvinning følger av at man sprøyter vann eller gass inn i reservoaret for å opprettholde trykket eller dempe trykkfallet som følger av å ta ut olje og gass.
tertiary recovery is achieved by adding chemicals which contribute in various ways to getting up more oil over and above pressure support. 
Tertiær utvinning oppnås ved å tilsette kjemikalier som på ulikt vis bidrar til å få opp mer olje, ut over trykkstøtte.
The concepts of improved oil recovery (IOR) and EOR are to some extent interchangeable. 
Begrepene ”improved oil recovery” (IOR) og ”enhanced oil recovery” (EOR) brukes litt om hverandre.
However, the former usually refers to the secondary phase or to boosting recovery in general, while EOR is mainly confined to tertiary methods. 
For å holde dem atskilt, kan man si at IOR dreier seg mest om sekundærfasen eller som uttrykk for økt utvinning generelt, mens EOR brukes mest om tertiær utvinning.
Examples include “Bright Water”, containing nanoparticles which pop out to several times their original size under given reservoir temperatures to block pathways through the formation. 
Eksempler på det siste er ”smart vann” som baserer seg på nanopartikler som ved forutsigbare temperaturer i reservoaret kan poppe opp til flere ganger sin opprinnelige størrelse og dermed tette igjen områder av reservoaret.
Mr Søndenå notes that research into a number of EOR methods began in the 1980s. 
Erik Søndenå sier at på 1980-tallet ble det startet forskning på en rekke metoder for EOR.
From a nadir of USD 10 per barrel in 1998, however, crude prices have shown a rising trend to an apparently “normal” level of plus/minus USD 100 per barrel. 
Men etter bunnivået på 10 dollar i 1998, har det vært en stigende trend til et tilsynelatende ”normalt” nivå på pluss-minus 100 dollar fatet.
At such rates, Messrs Søndenå and Henriquez anticipate a resurgence for EOR on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Med slike priser ser Erik Søndenå og Adolfo Henriquez en ny vår for ”enhanced oil recovery” på norsk sokkel.
In their paper at the WPC, the two Petoro staffers will look particularly at opportunities for moving from laboratory trials to testing the methods on real offshore wells and reservoirs. 
De to Petoro-medarbeiderne vil i sitt innlegg til WPC særlig se på muligheten for å bevege seg fra laboratorieforsøk til å teste ut metodene på virkelige brønner og reservoarer til havs.
They note that Petoro has secured the agreement of its partners to stage a “Bright Water” trial in a Heidrun well 
De viser til at Petoro har fått med seg partnerne på et forsøk med nanopartikler i injeksjonsvannet på en brønn i Heidrunfeltet nå i tredje kvartal dette året.
According to Mr Henriquez, one of the big challenges is to secure test results which make it possible to draw relatively rapid conclusions. 
Adolfo Henriquez sier en av de store utfordringene er å sikre seg testresultater som det er mulig å trekke konklusjoner av forholdsvis raskt.
He points out that wells in fields off Norway are much further apart than in reservoirs on land elsewhere around the world. 
Han påpeker at i felt på norsk sokkel er det mye større avstand mellom brønnene enn i felt på land andre steder i verden.
This means that a very long time may elapse before measures taken in an injector on a Norwegian field show an effect in a production well several kilometres away. 
I norske felt kan det dermed ta svært lang tid før man kan se virkninger som tiltak i en injeksjonsbrønn kan ha på en produksjonsbrønn flere kilometer unna.
For the same reason, it can be difficult to draw firm conclusions from such a test. 
Det kan av samme grunn være vanskelig å trekke sikre konklusjoner fra en slik test.
“We've accordingly proposed testing in one and the same well,” Mr Henriquez explains. 
”Derfor har vi foreslått uttesting i en og samme brønn.
After a while, we re-measure output to see if it has increased - showing that the injection has had an impact.” 
Etter en stund måler vi igjen produksjonen, og dersom den øker, vet vi at injeksjonen har hatt en virkning.”
He adds that determining whether the method has an effect can be crucial for continued work, particularly with approaches such as LSWI because these call for substantial investment. 
Henriquez sier videre at det å få fastslått at selve metoden har en virkning kan være avgjørende for å kunne gå videre, særlig med et tiltak som injeksjon av vann med lavt saltinnhold fordi dette krever betydelige investeringer.
Mr Søndenå notes that efforts to introduce new methods of this kind face a number of challenges. 
Søndenå legger til at det er flere utfordringer forbundet med å få innført slike nye metoder.
“To achieve the best possible effect, we will probably have to drill more wells and must fix their location on the basis of what we know about these techniques. 
”For å oppnå best mulig effekt, må vi antakelig bore flere brønner, og vi må plassere brønnene i forhold til det vi vet om disse nye metodene.
“In order to make the licensees more comfortable, so that they are willing to accept the financial risk of drilling more wells, we also need more up-to-date reservoir models. 
For å gjøre lisensdeltakerne mer komfortable slik at de er villig til å ta den finansielle risikoen ved å bore flere brønner, trenger vi også mer oppdaterte rerservoarmodeller.
These can provide a better picture of the way the oil has moved during the production period and where the residual reserves are to be found.” 
Disse kan gi et bedre bilde av hvordan oljen har beveget seg i løpet av produksjonstiden og hvor restoljen befinner seg.”
Both he and Mr Henriquez say that their WPC presentation will contain a detailed discussion of two methods for reaching a decision in the Heidrun licence on investing in a facility for full-field LSWI. 
Søndenå og Henriquez sier at de i sin WPC-presentasjon vil drøfte i detalj to måter å komme frem til beslutning i Heidrun-lisensen om investering i anlegg for injeksjon av vann med lavt saltinnhold i hele feltet.
In the one, the licensees must consider whether such a decision can be taken on the basis of relatively quick results from single-well pilots as described above. 
I det ene tilfellet må lisensdeltakerne vurdere om en slik beslutning kan tas med basis i relativt raske resultater fra piloter basert på enkelt-brønner slik som beskrevet ovenfor.
Environmental aspects of EOR techniques will also be discussed in the paper, since some of these methods involve chemicals which cannot be discharged to water. 
Også miljømessige sider ved EOR-metoder vil bli drøftet, ettersom noen av metodene involverer kjemikalier som ikke skal slippes ut til vann.
By Sveinung Sletten, Petoro 
Av Sveinung Sletten, Petoro
The Johan Sverdrup plan - a historic milestone and industrial foundation 
Johan Sverdrup-planen en historisk milepæl og et industrielt fundament
“The plan we are submitting today for development and operation of the Johan Sverdrup field represents a milestone in Norwegian petroleum history,” says Grethe Moen, president and CEO of Petoro. 
"Planen vi leverer i dag for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet representerer en milepæl i norsk petroleumshistorie, og er samtidig et industrielt fundament for den videre utviklingen av norsk kontinentalsokkel.
“Such a large and significant field increases the probability of more exploration and further discoveries, continued progress with technology and new solutions, and additional development projects.” 
"Et så stort og viktig felt som dette øker sannsynligheten for mer leting og flere funn, videre utvikling av teknologi og nye løsninger, samt flere nye feltutbygginger".
Investment in the first stage of Johan Sverdrup is estimated at NOK 117 billion. 
Investeringene i første fase av Johan Sverdrup er beregnet til 117 milliarder kroner.
This phase will have a production capacity of 315 000 - 380 000 barrels of oil per day (bod). 
Produksjonskapasiteten for første fase er 315 000 - 380 000 fat per dag.
In phase one, this represents in the range of 15-20 per cent of the production managed by Petoro on behalf of the Norwegian government. 
I første fase vil dette representere i størrelsesorden 15-20 prosent av produksjonen Petoro ivaretar på vegne av staten.
The Johan Sverdrup field has a production horizon of 50 years. 
Johan Sverdrup-feltet har en produksjonshorisont på 50 år.
“This is the most extensive field development plan we've been involved with,” says Moen. 
"Dette er den mest omfattende feltutviklingsplanen vi har vært med på.
The Ministry of Petroleum and Energy has by a majority of the partners been asked to determine the final distribution of the Johan Sverdrup shares, based on a recommendation which will make Petoro a licensee to 17,84 per cent of the unitised field.” 
Olje- og energidepartementet er av et flertall av partnerne bedt om å fastsette den endelige fordelingen av forekomstene i Johan Sverdrup, basert på en anbefaling som vil gjøre Petoro til rettighetshaver for 17,84 prosent av det samlede feltet.
Petoro wants to see that development and operation create commercial opportunities for the supplies industry and strengthen the ability of companies to compete both at home and abroad. 
Petoro er opptatt av at utbygging og drift vil skape forretningsmuligheter for leverandørindustrien og styrke bedrifters konkurranseevne både hjemme og internasjonalt.
In line with its strategy, Petoro has also been concerned to incorporate lessons from mature fields in the new development in order to make provision for maximum value creation throughout Johan Sverdrup's producing life. 
Petoro har, i tråd med selskapets strategi, også har vært opptatt av å bringe lærdom fra modne felt inn i denne nye feltutbyggingen, for å legge til rette for maksimal verdiskaping i hele feltets levetid.
“We've learnt, for example, that the total resource base and associated well requirements have not been identified early enough for an integrated long-term development of fields,” Moen observes. 
"Slik lærdom er blant annet at man ikke tidlig nok har kartlagt totalt ressursgrunnlag og tilhørende brønnbehov for en helhetlig og langsiktig utvikling av felt.
“I'm very satisfied that our contribution in such areas has been taken into account in the plan for development and operation of Johan Sverdrup.” 
Jeg er godt fornøyd med at Petoros bidrag på slike områder er tatt hensyn til i planen for utbygging og drift av Johan Sverdrup", sier selskapets administrerende direktør.
The plan lays a good basis for reaching the partnership's ambition of recovering 70 per cent of the resources in the field, she adds. 
Planen legger vel til rette for å nå partnerskapets ambisjon om å utvinne 70 prosent av ressursene i feltet, sier Moen.
"Today we are embarking on a new chapter in the Norwegian petroleum history, I look forward to Petoro being a contributor to the shaping of it", said Grethe Moen. 
"Vi begynner i dag på et nytt kapittel i norsk petroleumshistorie, jeg ser fram til at Petoro skal bidra til å utforme dette", sier Grethe Moen.
Petoro involved from start in Iceland's petroleum activity 
Petoro med fra start i islandsk oljevirksomhet
Petoro Iceland AS signed agreements today on participating as a partner in the first two licences awarded on the Icelandic continental shelf (ICS). 
Petoro Iceland AS signerte i dag avtaler om å delta som partner i de to første lisensene som tildeles på islandsk kontinentalsokkel.
This company is a wholly owned subsidiary of Petoro AS, which belongs in turn to the Norwegian state. 
Petoro Iceland AS er et heleid datterselskap av Petoro AS, som igjen er eid av den norske staten.
Petoro Iceland's entry to the ICS is the result of a bilateral agreement signed in 1981 by Iceland and Norway. 
Petoro Icelands inntreden på islandsk sokkel er et resultat av en bilateral avtale fra 1981 mellom Island og Norge.
Ola Borten Moe, Norway's minister of petroleum and energy, and Kjell Pedersen, chief executive of Petoro, were present at today's signing ceremony together with other partners in the licence and the Icelandic authorities. 
Olje- og energiminister Ola Borten Moe og Petoros administrerende direktør Kjell Pedersen var til stede ved signeringen, sammen med øvrige partnere og islandske myndigheter.
Orkustofnun, the National Energy Authority of Iceland, resolved before Christmas to award one licence to Faroe Petroleum Norge AS (operator) and Iceland Petroleum, and another to Valiant Petroleum ehf (operator) and Kolvetni ehf. 
Det islandske energidirektoratet, Orkustofnun, besluttet før jul å tildele én lisens til Faroe Petroleum Norge AS (operatør) og Iceland Petroleum, og en annen til Valiant Petroleum (operatør) ehf. og Kolvetni ehf..
These licences permit exploration for and production of hydrocarbons in the Dreki (Dragon) region on Iceland's part of the Jan Mayen Ridge. 
Lisensene gjelder leting etter og utvinning av hydrokarboner i området Dreki (Drage), på den islandske delen av Jan Mayen-ryggen.
The licenced area is marked in red at the center of the map. 
Lisensområdet er markert i rødt midt i kartet.
The black box marks the area covered by the 1981 Icelandic-Norwegian agreement. 
Den stiplede sorte boksen markerer området som den norsk-islandske avtalen fra 1981 dekker.
The island of Jan Mayen is located north of this area. 
Jan Mayen ligger like nord for dette området.
The map shows petroleum provinces surrounding Dreki/ Jan Mayen: Norway, UK, the Faroe Islands and Greenland Grønland. 
Kartet viser for øvrig en rekke petroleumsprovinser som omkranser Dreki/Jan Mayen: Norge, UK, Færøyene og Grønland.
Pedersen says that activities in Iceland will formally be handled by Petoro Iceland. 
Kjell Pedersen sier virksomheten på Island formelt vil bli ivaretatt av Petoros datterselskap Petoro Iceland AS.
This company will have no employees, and all the work will be done by Petoro under a management agreement with the subsidiary. 
Dette selskapet vil ikke ha noen ansatte og alt arbeid vil bli utført av Petoro gjennom en forvalteravtale med datterselskapet.
Seabed samples from the area have indicated the presence of sedimentary rocks and an active hydrocarbon system. 
Havbunnsprøver i området har indikert sedimentære bergarter og et virksomt hydrokarbonsystem.