natgillin/translations-raw huggingface dataset:
We have, in Petoro, reviewed our portfolio of producing fields in Petoro to test its robustness to various oil price scenarios. 
I Petoro har vi gjennomgått vår portefølje av produserende felt for å teste robustheten i ulike oljeprisscenarier.
But we see that Petoro's portfolio also contains fields whose remaining commercial life is uncomfortably short. 
Men vi ser i Petoros portefølje at det også er felt med ubehagelig kort økonomisk levetid.
Two facts illustrate that mature fields represent the backbone for future revenues from the NCS - more than 60 per cent of remaining proven resources off Norway lie in producing fields, and more than 90 per cent of new field developments will need to be tied back to existing installations. 
At modne felt representerer ryggraden for fremtidige inntekter på norsk sokkel kan illustreres med to forhold: Mer enn 60 prosent av gjenværende påviste ressurser på norsk sokkel befinner seg i eksisterende felt, og mer enn 90 prosent av nye feltutbygginger vil måtte tilknyttes eksisterende innretninger.
So we believe it will be important to exploit the coming period of limited activity in developing new discoveries to pursue effective further development of the mature fields. 
Derfor mener Petoro at det er viktig å utnytte den kommende perioden med lav ny feltutbyggingsaktivitet, til effektiv videreutvikling av de modne feltene.
Seeking lessons from the UK continental shelf (UKCS), which is matured 10 years ahead of the NCS on average, is relevant for Norway. 
Det er relevant for oss å søke læring fra britisk sokkel som i snitt ligger omtrent 10 år foran norsk sokkel i modning.
An interesting observation is that combining good efficiency and positive HSE results without increasing costs is fully possible in an aging portfolio. 
En interessant observasjon er at det er fullt mulig å oppnå god effektivitet og gode HMS-resultater i en aldrende portefølje, uten å øke kostnadene.
This year's climate summit in Paris and the subsequent changes to global and national climate goals will have consequences for both production and demand in our industry. 
Årets klimatoppmøte i Paris og etterfølgende endringer av globale og nasjonale klimamålsettinger vil få konsekvenser for vår industri, både på produksjons- og etterspørselssiden.
A significant point is that gas represents by far the “cleanest” component in the fossil energy mix, and that many of the challenges can be overcome by changing this mix through phasing out coal to the benefit of gas. 
Et vesentlig poeng er at gass er den desidert “reneste” kilden i den fossile energimiksen og at mye av utfordringene kan løses ved å endre miksen, ved å fase ut kull til fordel for gass.
Another important consideration is that greenhouse gas emissions from Norwegian oil and gas production are among the lowest in the world per unit produced. 
Et annet viktig poeng er at norsk olje- og gassproduksjon har blant de laveste klimagassutslipp i verden per produsert enhet.
To sum up, we can see that our industry must once again adapt to new realities. 
Oppsummert kan vi konstatere at vi enda en gang må tilpasse oss nye realiteter.
History has shown that this sector is highly adaptable and has always emerged strengthened from such periods. 
Historien har vist at vår bransje har en svært god tilpasningsevne og alltid har kommet styrket ut av slike perioder.
I genuinely believe that this will happen yet again. 
Det tror jeg oppriktig på, også denne gang.
To quote Norwegian folk singer Øystein Sunde: 
Jeg avslutter med et Øystein Sunde sitat:
“Of all the winds I've sailed with, a headwind is the most difficult to sail into.” 
“Av alle vinder jeg har seilt i, er motvind den verste å seile med”
Successful sailors make good progress whether the wind is with them or against them, but these two conditions call for radically different approaches. 
De beste seilerne sikrer god fremdrift i både med- og motvind, men det krever en radikalt forskjellig tilnærming.
Through its interests in production licences, Petoro contributes to R&D by meeting its share of these costs in accordance with its participatory interest in the production licences, where the funds are managed by the respective operators. 
Gjennom selskapets deltakelse i utvinningstillatelsene bidrar Petoro til forskning og utvikling (FoU) ved å dekke sin andel av FoU-kostnadene i henhold til deltakerandel i utvinningstillatelsene, der midlene disponeres av de respektive operatørene.
This amounts to more than NOK 500 million per annum. 
Dette utgjør over 500 millioner kroner årlig.
Qualifying new technological solutions for field application and their efficient implementation on fields represent a major challenge for the oil industry, including on the NCS. 
Kvalifisering av nye teknologiløsninger for feltanvendelse og effektiv implementering i felt er en stor utfordring for oljeindustrien, også på norsk sokkel.
Many initiatives on the borderline between technology development and qualification are accordingly financed directly through projects and in day-to-day operation. 
Det er derfor mange initiativ i grenselandet mellom teknologiutvikling og teknologikvalifisering som finansieres direkte gjennom prosjekter og i daglig drift.
Petoro has worked for a number of years to secure faster adoption of technological opportunities and improved roll-out of new technologies in the production licences. 
Petoro har gjennom flere år arbeidet for raskere anvendelse av teknologimuligheter og bedre utrulling av nye teknologier i lisensene.
The company's commitment in 2012 focused particularly on maturing a pilot project for subsea compression on Ormen Lange. 
I 2012 har innsatsen vært knyttet til modning av pilot for Ormen Lange undervannskompresjon.
Petoro was a driving force in 2012 for the decision to install permanent subsea seismic cables on Snorre and Grane, and worked to persuade the Heidrun licence to assess the potential for such facilities. 
Petoro har i 2012 vært pådriver for at det ble besluttet å gjennomføre permanente havbunnskabler for seismikk på Snorre og Grane, samt arbeidet for at Heidrun utreder potensialet for havbunnskabler.
Efforts have been made by Petoro over a number of years to increase the pace of drilling on the big mature fields. 
Petoro har gjennom flere år arbeidet for å øke boretakten på de store modne feltene.
Coiled tubing drilling is a technology which could help recovery from small well targets, while boosting the production contribution of new wells. 
Kveilerørsboring (coiled tubing drilling) er en teknologi som kan bidra til å utvinne små boremål, samtidig som bidraget til produksjon fra nye brønner økes.
Petoro worked in 2012 to persuade the Heidrun licence to approve a pilot project for coiled tubing drilling. 
Petoro har i 2012 arbeidet for å få Heidrun til å beslutte en pilot for kveilerørsboring.
The board gives weight to good governance to ensure that the SDFI portfolio is managed in a way which maximises long-term value creation. 
Styret legger vekt på god eierstyring og selskapsledelse for å sikre at statens portefølje forvaltes på en måte som maksimerer den økonomiske verdiskapingen i et langsiktig perspektiv.
Petoro seeks a corporate culture characterised by commitment and decisiveness within a good internal control regime. 
Petoro tilstreber en bedriftskultur som preges av engasjement og handlekraft innenfor rammen av et godt internkontrollmiljø.
Its values base and ethics are embedded in its values and guidelines on business ethics. 
Verdigrunnlag og etikk er forankret i selskapets verdier og forretningsetiske retningslinjer.
An annual meeting and work plan has been established for the board, with the emphasis on the consideration of strategy, goals, budgets and interim results. 
Styret har for sitt arbeid en møte- og arbeidsplan med vekt på behandling av strategiske saker, mål, budsjetter og kvartalsresultater.
The board is concerned with overall value creation from the total portfolio, and with ensuring that the state receives its rightful share and does not get charged a larger proportion of costs than is warranted. 
Styret er opptatt av total verdiskaping for den samlede porteføljen, at staten får sin rettmessige andel og ikke belastes større del av kostnadene enn det som er berettiget.
Balanced scorecards are a key instrument used by the board in following up the company's results, and it measures the results achieved against established commercial and organisational goals. 
Som et sentralt virkemiddel i oppfølgingen av selskapets resultater, benytter styret balansert målstyring og måler oppnådde resultat mot etablerte forretningsmessige og organisatoriske mål.
The board considers major investment decisions in the portfolio as well as following up and considering the commercial business, including monitoring Statoil's duties under the marketing and sale instruction. 
Styret behandler store investeringsbeslutninger innenfor porteføljen, og følger opp og behandler den forretningsmessige virksomheten, inkludert overvåking av Statoils oppgaver under Avsetningsinstruksen.
Guidelines for CSR were established by the board in 2012. 
Styret fastsatte i 2012 retningslinjer for samfunnsansvar.
Petoro's CSR had previously found expression in the instructions issued by the board for its own work and that of the chief executive, and is also reflected in the company's guidelines on business ethics. 
Petoros samfunnsansvar har tidligere fått uttrykk gjennom styrets instruks for eget og administrerende direktørs arbeid og er også reflektert i Petoros forretningsetiske retningslinjer.
The board has maintained the practice of allocating preparatory work related to compensation arrangements to a sub-committee. 
Styret har videreført ordningen med å organisere det forberedende arbeidet knyttet til godtgjørelsesordninger i et underutvalg.
The board conducts an annual evaluation of its own work. 
Styret foretar en årlig vurdering av eget arbeid.
An external consultant assisted the board in conducting this self-assessment for 2012. 
I 2012 ble styret bistått av ekstern konsulent i gjennomføringen av sin egenvurdering.
The president and CEO has announced that he wishes to exercise his right to take early retirement, and will step down in June 2013. 
Administrerende direktør har meddelt at han ønsker å benytte sin rett til tidligpensjon, og vil fratre sin stilling i juni 2013.
The board wishes to thank Kjell Pedersen for doing a good job in building up, positioning and running Petoro from its foundation in 2001. 
Styret vil takke Kjell Pedersen for godt utført arbeid med å bygge opp, posisjonere og drive Petoro fra oppstarten i 2001.
Work on appointing a new chief executive has been initiated by the board. 
Styret har startet arbeidet med å ansette ny administrerende direktør.
These include participation in courses and conferences and generally following developments in the area. 
Dette skjer ved deltakelse på kurs og konferanser og ved generelt å følge med i hva som skjer på området.
Petoro's board comprises Gunnar Berge as chair, Hilde Myrberg as deputy chair, Mari Thjømøe, Per Arvid Schøyen and Nils-Henrik M von der Fehr as the other shareholder-elected directors, and Anniken Teigen Gravem and Ragnar Sandvik as directors elected by and from among the employees. 
Styret i Petoro AS består av Gunnar Berge som styreleder, nestleder Hilde Myrberg, Mari Thjømøe, Per Arvid Schøyen og Nils-Henrik M. von der Fehr som aksjonærvalgte styremedlemmer, samt styremedlemmer valgt av de ansatte, Anniken Teigen Gravem og Ragnar Sandvik.
The company's principal objective is to create the highest possible financial value from this portfolio. 
Petoro har som hovedmål å skape størst mulig økonomiske verdier fra SDØE-porteføljen.
Income, revenues, costs and reserves 
Resultat, inntekter, kostnader og reserver
This rise reflected higher gas sales and prices, while that effect was offset to some extent by increased costs in buying gas for onward sale and by greater depreciation and write-downs. 
Økningen skyldes høyere gassalg og høyere gasspriser, mens høyere kostnader til kjøp av gass for videresalg og økte av- og nedskrivninger motvirket effekten noe.
Income before financial items came to NOK 152.7 billion. 
Resultat før finansposter var 152,7 milliarder kroner.
Net financial expenses of NOK 2.7 billion consisted mainly of calculated interest expenses on future removal liabilities for the SDFI. 
Netto finanskostnader var på 2,7 milliarder kroner og består hovedsakelig av kalkulerte rentekostnader på fremtidige fjerningsforpliktelser for SDØE.
That corresponds to 770 000 boe/d3. 
Dette tilsvarer 770 000 fat o.e. per dag3.
Troll accounted for 43 per cent of total gas revenue. 
Gassinntektene fra Troll-feltet utgjorde 43 prosent av de samlede gassinntektene.
Total revenue for the year from oil and natural gas liquids (NGL) was NOK 96.3 billion, on a par with the year before. 
Årets samlede inntekter fra olje og våtgass (NGL) var 96,3 milliarder kroner, som er på nivå med året før.
Investment came to NOK 25.8 billion, up by 20 per cent from 2011. 
Investeringer var 25,8 milliarder kroner, som er en økning på 20 prosent i forhold til 2011.
The biggest spending related to a high level of drilling activity on Troll, Gullfaks and Oseberg, further development of Ormen Lange and the development of a subsea compression facility on Åsgard. 
De største investeringene var knyttet til høy boreaktivitet på Troll, Gullfaks og Oseberg, videre utbygging på Ormen Lange og utbygging av havbunnskompresjonsanlegg på Åsgard.
In addition come capitalised exploration costs, which brought total investment for 2012 to NOK 26.4 billion. 
I tillegg kommer balanseførte letekostnader, slik at totale investeringer for 2012 ble 26,4 milliarder kroner.
This rise reflects increased well maintenance on a number of fields. 
Økningen er relatert til økt brønnvedlikehold på flere felt.
Exploration-related costs amounted to NOK 1.8 billion, of which NOK 600 million was capitalised as investment related to possible and confirmed discoveries, and NOK 1.1 billion was expensed as exploration costs for dry wells. 
Kostnader knyttet til leteaktiviteter var 1,8 milliarder kroner, hvorav 600 millioner kroner ble balanseført som mulige og bekreftede funn, og 1,1 milliarder kroner kostnadsført som tørre brønner.
Correspondingly, exploration expenses totalled NOK 2.3 billion in 2011, of which NOK 1.3 billion was expensed. 
Tilsvarende beløp var 2,3 milliarder kroner i 2011, hvorav 1,3 milliarder kroner ble kostnadsført.
Hydrocarbons representing a recoverable volume of 470-580 million boe for the SDFI were proven in seven wells, compared with 320-550 million boe in 2011. 
Det ble påvist hydrokarboner i syv brønner med et samlet utvinnbart volum for SDØE på mellom 470 og 580 millioner fat o.e. Til sammenligning ble det påvist mellom 320 og 550 millioner fat o.e. i 2011.
The most positive exploration results in 2012 came from Geitungen, adjacent to Johan Sverdrup, as well as from appraisal wells on Johan Sverdrup, Skrugard and Maria. 
De mest positive leteresultatene i 2012 ble gjort i Geitungen tilgrensende Johan Sverdrup, samt i avgrensningsbrønner i Johan Sverdrup, Skrugard og Maria.
New reserves totalling 290 million boe were added to the SDFI in 2012. 
SDØE ble tilført 290 millioner fat o.e. i nye reserver i 2012.
Marketing and Sale 
Avsetning av produktene
All oil and NGL from the SDFI portfolio is sold to Statoil. 
All olje og NGL fra SDØE-porteføljen selges til Statoil.
Petoro is responsible for monitoring that Statoil's sales of the SDFI's petroleum achieve the highest possible overall value, and for ensuring an equitable division of total value creation. 
Petoro har ansvar for å overvåke at Statoils avsetning av SDØEs petroleum oppnår en høyest mulig verdi, samt å sikre en rettmessig fordeling av verdiskapingen.
Oil prices were particularly influenced by several factors during 2013 - continued weak growth in important economies, unrest in important supplier countries and the emergence of new oil sources. 
I 2013 har oljeprisen vært påvirket av flere forhold; fortsatt svak økonomisk vekst i viktige økonomier, uro i viktige leverandørland og fremveksten av nye oljekilder.
Weaker economic growth meant that demand for crude rose more slowly than the historical trend during 2013. 
Svakere økonomisk vekst førte i 2013 til lavere økning i etterspørselen etter olje enn den historiske trenden tilsier.
On the other hand, continued geopolitical tensions have reduced oil output from such countries as Libya, Iraq, Syria, Sudan/South Sudan and Nigeria. 
Fortsatt geopolitisk spenning har på den andre siden ført til redusert oljeproduksjon fra land som Libya, Irak, Syria, Sudan/Sør-Sudan og Nigeria.
Production from oil shales and sands in the USA and Canada has contributed new volumes to the market, reduced US import requirements and thereby moderated oil prices. 
Utvinning av oljeskifer og oljesand i USA og Canada har bidratt med nye volumer til markedet, redusert USAs importbehov og således bidratt til å dempe oljeprisene.
Overall, developments in supply and demand left oil prices at roughly the same level as in 2012. 
I sum har utviklingen i tilbud og etterspørsel av olje ført til oljepriser på omtrent samme nivå som i 2012.
Oil prices obtained for the SDFI moved within a band of USD 100-120 per barrel. 
Oppnådde oljepriser for SDØE har beveget seg innen et prisbånd mellom 100 og 120 dollar per fat.
The average figure for 2013 was USD 110 per barrel compared with USD 113 in 2012. 
Gjennomsnittsprisen i 2013 for SDØE-porteføljen ble 110 dollar per fat mot 113 dollar per fat i 2012.
Weak economic development and increased competition from renewable energy and coal are important reasons for the reduction. 
Svak økonomisk utvikling og økt konkurranse fra fornybar energi og kull er viktige årsaker til reduksjonen.
However, demand fell again over the year compared with 2012, particularly in important countries such as Germany and the UK. 
Utover året falt imidlertid etterspørselen igjen målt mot 2012, og da spesielt i viktige land som Tyskland og UK.
The decline in European gas demand is expected to continue during 2014. 
For 2014 forventes det at fallet i europeisk gassetterspørsel vil fortsette.
Russia functioned as the swing producer for Europe, and increased its gas deliveries there by roughly 16 per cent in 2013. 
For Europa fungerte Russland som svingprodusent og økte sine gassleveranser til Europa med rundt 16 prosent i 2013.
Prices in the European gas market were somewhat lower than in 2012, but still move at a relatively high level. 
I det europeiske gassmarkedet har prisene vært noe lavere enn i 2012, men beveger seg fremdeles på et relativt høyt nivå.
Petoro has worked to ensure maximum value creation for the gas portfolio. 
Petoro har arbeidet for å sikre maksimal verdiskaping i gassporteføljen.
The company is concerned to ensure that available gas is sold in the market at the highest possible price, and that the flexibility of production plants and transport capacity is exploited to optimise deliveries. 
Selskapet er opptatt av at tilgjengelig gass blir avsatt i markedet til høyest mulig pris og at fleksibiliteten i produksjonsanlegg og transportkapasitet blir utnyttet til å optimalisere leveransene.
Petoro also monitored and assured itself that petroleum sales to Statoil's own facilities are made at their market-based value. 
Petoro har også overvåket og forsikret seg om at salg av petroleum til Statoils egne anlegg skjer til markedsbasert verdi.
In addition, checks were made to ensure that the SDFI was being charged an equitable share of costs and received its equitable share of revenues. 
I tillegg ble det gjennomført kontroller for å sikre at SDØE belastes sin rettmessige andel av kostnader og mottar sine rettmessige inntekter.
Johan Sverdrup plan approved 
Johan Sverdrup-utbygging godkjent
The plan for development and operation (PDO) of the first phase of the Johan Sverdrup project in the Norwegian North Sea was approved by the Ministry of Petroleum and Energy yesterday, 20 August. 
Planen for utbygging og drift av første fase av Johan Sverdrup-prosjektet ble i går 20. august godkjent av Olje- og energidepartementet.
In addition, two plans for installation and operation (PIO) of transport pipelines and facilities for power from shore were given the green light. 
Sverdrup-feltets første byggetrinn omfatter plan for utbygging og drift av feltet, planer for anlegg og drift av eksportrørledninger for olje og gass, samt plan for anlegg og drift av kraft fra land.
“Approval of the PDO for Johan Sverdrup is an important milestone in Norwegian oil history,” says Grethe K Moen, chief executive of Petoro. 
- Godkjenningen av Plan for utvikling og drift av Johan Sverdrup er en viktig milepæl i norsk oljehistorie.
“This field will be highly significant for Norway as a nation. 
Feltet kommer til å ha en vesentlig betydning for Norge som nasjon.
In the short term, development and construction of all the platforms will be important for the supplies industry. 
I det kortere perspektivet kommer utviklingen og byggingen av alle plattformene til å ha betydning for industrien.
“We'll be paying close attention to this project, and making an active contribution to ensuring maximum value creation for the State's Direct Financial Interest (SDFI).” 
Petoro kommer til å følge utviklingen av feltet tett, og vi kommer til å bidra aktivt for å sikre maksimal verdiskapning for statens direkte økonomiske interesser, sier Grethe K. Moen, administrerende direktør i Petoro.
Construction has also started with the first platform jacket at Kværner Verdal. 
I tillegg er byggingen i gang på det første plattformunderstellet på Kværner Verdal.
This is the most extensive PDO which Petoro has been involved with. 
Dette er den mest omfattende planen for feltutvikling Petoro har vært med på.
The Johan Sverdrup oil field will be developed in several phases, and the first of these comprises four platforms linked by bridges as well as three subsea templates for water injection. 
Oljefeltet Johan Sverdrup er planlagt bygget ut i flere faser og første fase består av fire plattformer bundet sammen med gangbroer samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The ambition is to achieve a recovery factor of 70 per cent, and account has been taken of installing advanced technology for improved recovery in later phases. 
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent der det er tatt høyde for avansert teknologi for økt utvinning i fremtidige faser.
The Johan Sverdrup partnership comprises Petoro, Lundin Norway, Det norske Oljeselskap, Maersk Oil and Statoil, with the last of these as operator for all development phases. 
Partnerskapet for Johan Sverdrup består av Petoro, Lundin Norway, Det norske oljeselskap, Maersk Oil, og Statoil som er som operatør for alle faser av feltet.
• Johan Sverdrup is located on the Utsira High in the North Sea, 155 kilometres west of Stavanger 
• Johan Sverdrup ligger på Utsirahøyden i Nordsjøen, 155 kilometer vest for Stavanger
• At a water depth of 110-120 m, the reservoir lies at approx. 1900 m depth covering an area of 200 km2 
• Vanndybden er 110-120 meter, reservoaret ligger på ca 1900 meters dyp og strekker seg over 200 km2
• The field will be developed in phases, the first phase including a field centre, wells, oil and gas export solutions, and power from shore 
• Feltet bygges ut i faser og den første fasen inkluderer et feltsenter, brønner, eksportløsninger for olje og gass, og kraftforsyning fra land
• Oil from the field will be piped to the Mongstad terminal in Hordaland 
• Oljen fra feltet vil bli ført i rør til Mongstad-terminalen i Hordaland
• The gas will be transported to Statpipe, and from there to the Kårstø processing plant in North Rogaland 
• Gassen vil bli ført til Statpipe og videre til prosesseringsanlegget Kårstø i Nord-Rogaland
• The development of Phase one is estimated to generate some 51,000 man-years - 22,000 man-years of which are expected to be delivered by suppliers, and some 12,000 man-years by their sub-suppliers 
• Utbyggingen av første fase ser antatt å generere rundt 51.000 årsverk, av dette er 22.000 årsverk forventet hos leverandørbedrifter og ca. 12.000 årsverk i deres underleverandørbedrifter.
Notes - Accounting principles 
Noter til virksomhetsregnskapet