natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Integration involves creating closer interaction between the various segments, helping to generate synergies which will ultimately benefit the NCS. 
Når det gjelder integrasjon, handler det om å skape tettere samhandling mellom de forskjellige segmentene, noe som kan bidra til å skape synergieffekter som i siste instans kan komme sokkelen til gode.
“That can give learning effects - from land-based drilling in the USA, for example - which can benefit us here in a longer perspective.” 
Det vil kunne gi læringseffekter, for eksempel fra landboring i USA, som kan komme til nytte her i et lengre perspektiv.»
Lower prices highlight the need for efficiency offshore Norway 
Lavere priser tydeliggjør behovet for effektivisering av norsk sokkel
A decline in oil and gas prices is the main reason why net cash flow was down 35 per cent from the third quarter of 2013 to the same period this year from the State's Direct Financial Interest (SDFI) on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Lavere olje- og gasspriser er hovedårsak til 35 prosent redusert netto kontantstrøm fra tredje kvartal i 2013 til samme kvartal i år, fra statens direkte eierandeler i olje- og gassvirksomheten (SDØE).
Petoro chief executive Grethe Moen says that the fall in oil prices emphasises the importance of improving cost efficiency in order to strengthen projects on the NCS in the global competition for investment capital. 
Petoros administrerende direktør, Grethe Moen, sier oljeprisfallet understreker viktigheten av økt kostnadseffektivisering for å styrke prosjekter på norsk sokkel i den globale konkurransen om investeringskapital.
Moen acknowledges that investment in mature fields is often by its nature commercially marginal, and that many will be unprofitable without cost reductions. 
Moen minner om at investeringer i modne felt i sin karakter ofte er marginale og at mange vil være ulønnsomme uten kostnadsreduksjoner.
“We can't influence oil prices,” she points out. 
"Oljeprisen kan vi ikke påvirke.
“What we can do is strengthen the profitability of our projects and the rest of the business. 
Men det vi kan gjøre er å styrke lønnsomheten i våre prosjekter og i virksomheten for øvrig.
She notes an increased reality orientation in the industry and a greater willingness to do something about costs. 
Moen registrerer en «realitetsorientering» i bransjen og sterkere vilje til å gjøre noe med kostnadene.
“That reinforces my optimism. 
"Dette bringer fram optimisten i meg.
It will nevertheless still take time and considerable effort to enhance cost efficiency in our industry. 
Det vil fortsatt ta tid og iherdig innsats å øke kostnadseffektiviteten i vår bransje.
I believe, however, that the Norwegian culture of collaboration means we have the best preconditions for overcoming these global issues facing the petroleum sector and issues which relate specifically to the NCS.” 
Men jeg tror den norske kulturen for samarbeid gjør at vi kan ha de beste forutsetningene for å løse det som dels er globale problemer i petroleums-industrien, dels problemer knyttet til norsk sokkel spesielt", sier Moen.
“Thorough work in the partnership shows that Snorre has a large potential for supplementary reserves, and for further cost optimisation. 
"Grundig arbeid i partnerskapet har vist at Snorrefeltet har et stort potensial for tilleggsreserver, og også potensial for ytterligere kostnadsoptimalisering.
But the value of new investment of this kind will by its nature decline over time, and it is thereby important that we now stick to the timetable.” 
Men verdien av nyinvesteringer som dette vil av natur avta med tid, og derfor er det viktig at vi nå holder tidsplanen", sier Moen.
This decline reflects a reduced volume of gas sales and lower oil and gas prices. 
Årsaken til redusert kontantstrøm i tredje kvartal er lavere salgsvolum for gass og lavere olje- og gasspriser.
Liquid output rose somewhat but gas production fell by roughly 20 per cent, primarily because a proportion of gas production has been deferred to enhance its value. 
Væskeproduksjonen var noe høyere, men gassproduksjonen var om lag 20 prosent lavere, i hovedsak fordi en del av gassproduksjonen er utsatt for å skape økt verdi.
Production regularity was still good per third quarter. 
Regulariteten per tredje kvartal var fortsatt god.
Roy Ruså, Petoro's technology vice president. 
Roy Ruså, direktør for teknologi i Petroro.
His analyses show a big need to enhance efficiency on the NCS. 
Hans analyser viser stort behov for effektivisering på norsk sokkel.
Petoro calls for joint effort to boost efficiency 
Petoro maner til fellesløft for effektivisering
New thinking required on the NCS 
Nytenking nødvendig på sokkelen
The combination of ever higher drilling costs and lower output per well threatens profitability on the Norwegian continental shelf (NCS), says Roy Ruså, vice president for technology at Petoro. 
Kombinasjonen av stadig høyere borekostnader og lavere produksjon per brønn truer lønnsomheten på norsk sokkel, mener Petoros direktør for teknologi Roy Ruså, som er klar på at nytenking er nødvendig for å sikre fremtidig lønnsomhet.
Drilling costs are directly related to the time taken, and their rise reflects the fact that wells take longer to complete than before. 
Borekostnader står i direkte sammenheng med tidsbruken, og økningene i disse kostnadene refl ekterer at det tar lengre tid enn tidligere å bore brønner.
Petoro's figures show a corresponding decline in the drilling rate, measured as the number of wells per year. 
Petoros tall viser en tilsvarende reduksjon i boretakten, det vil si antall brønner per år.
“An average of three wells per year were drilled in 2003 on the same important fields already mentioned,” Ruså says. 
«I de samme viktige feltene som er nevnt ovenfor, ble det i gjennomsnitt boret tre brønner per år i 2003.
“The corresponding figure today is one. 
Tilsvarende tall i dag nærmer seg én brønn i året.
“That's completely at odds with historical experience, which shows we need more wells than we think to drain reserves. 
Dette er stikk i strid med historiske erfaringer som viser at vi trenger fl ere brønner enn vi tror for å drenere reservene.
In two of the fields, for example, at least 100 wells remain to be drilled. 
I to av feltene ser vi for eksempel at det er minst 100 brønner igjen å bore.
That increases the risk we won't get out the reserves during the fields' producing life, and will therefore lose them. 
Dette øker risikoen for at vi ikke får ut reservene innen feltenes levetid, og at vi derfor taper reserver», sier Ruså.
Higher costs and a lower drilling rate are one side of the problem. 
Økte kostnader og lavere boretakt er den ene siden av problemet.
The other is the decline in recoverable reserves, which means reduced output per well over time. 
Den andre siden er reduserte utvinnbare reserver - som gjør at brønnleveransene blir mindre etter som tiden går.
“Although the big mature fields still hold large volumes, these are located in ever-smaller pockets,” explains Ruså. 
«Selv om de samlede volumene som er igjen i de store modne feltene, er betydelige, er de lokalisert i stadig mindre ‘lommer'.
“On the other hand, there's a great many of these - more than we think.” 
Til gjengjeld er det svært mange av dem - flere enn vi tror», sier Ruså.
Nevertheless, he says, the outlook is characterised by a declining recovery rate. 
Ikke desto mindre er fremtidsutsiktene preget av synkende utvinningstakt.
If the current cost trend persists, making wells pay will be difficult and in turn reduce recovery.” 
Dersom kostnadsutviklingen fortsetter, vil det bli vanskelig å få lønnsomhet i brønnene, noe som vil føre til redusert utvinning», advarer Ruså.
“Well costs account for almost 50 per cent of total investment on the NCS, and are accordingly crucial for making both new discoveries and mature fields pay. 
«Brønnkostnadene utgjør nær 50 prosent av våre totale investeringer og er derfor helt sentrale for å skape lønnsomhet også i nye funn, ikke bare i modne felt.
Petoro's ambitious goals call for radical new ideas, a completely different approach, and methods other than improvements in the order of 15-20 per cent. 
Petoros ambisiøse mål krever radikal nytenking og en helt annen angrepsvinkel og andre tiltak enn forbedringer i størrelsesorden 15-20 prosent.
The most important instrument will be to boost efficiency, and Petoro's view is that significant progress can be achieved here without increasing risk. 
Det viktigste virkemidlet vil være å øke effektiviteten, og etter Petoros oppfatning er det mulig å bli betydelig mer effektive - uten å øke risikoen.
“This has driven the commitment in the various specialist teams and at contractors towards avoiding errors. 
Dette har drevet innsatsen i de enkelte fagmiljøene og hos leverandørene mot å unngå feil.
The position now is that every fault has equal weight in terms of prevention. 
Situasjonen er nå at alle feil er blitt like viktige å hindre.
“That in turn breaches an important principle of risk management - prevent the errors which are most likely to happen and/or which have the worst consequences for meeting targets.” 
Dette bryter med det viktige prinsippet innen risikostyring som er å unngå de feilene som har størst sannsynlighet for å inntreffe, og/eller har de mest negative konsekvensene for måloppnåelsen», påpeker Ruså.
According to Ruså, pursuing the goal of fault-free processes results in detailed operational procedures where everything is regarded as a requirement. 
Ifølge Petoro-direktøren ender målet om feilfrie prosesser opp i detaljerte operasjonelle prosedyrer der alt oppleves som krav.
Such a system provides little freedom to make effective adjustments to operational execution - in practice, following the procedure becomes more important than doing the right thing. 
I et slikt system er det liten frihet til å gjøre effektive tilpasninger i den operative gjennomføringen - i praksis blir det viktigere å følge prosedyren enn å gjøre det rette.
Creativity and innovation also get hampered because they are regarded as boosting risk. 
I tillegg hemmes kreativitet og nyskapning fordi det oppleves som en økning av risiko.
The solution to these problems is first and foremost to be found in management. 
Løsningen på problemene dreier seg i første rekke om ledelse.
Ambitious goals can quickly lose much of their motivating force in an organisation, because they challenge well-established work processes and solutions. 
Ambisiøse målsettinger kan raskt oppleves som lite motiverende i en organisasjon fordi målene krever at velkjente og etablerte arbeidsprosesser og løsninger utfordres.
Besides, speeding up the pace of well completions is not an issue confined to the drilling community alone. 
Å øke boretakten er dessuten ikke en problemstilling for boremiljøene alene.
Petoro wants to see a greater commitment among reservoir specialists and operations teams on the fixed installations, Ruså says. 
Petoro savner større engasjement i reservoarmiljøene og i driftsmiljøene på de faste installasjonene.
“New ways of doing things and innovative technology have occupied a key place in developing our offshore resources. 
«Nye måter å gjøre ting på og ny teknologi har stått helt sentralt i utviklingen av norsk sokkel.
“The drilling and well side has been one of the beacons, and helped to win the NCS a reputation as a technology lab. 
Boring og brønnsiden har fremstått som et av fyrtårnene og har bidratt til at norsk sokkel har vært sett på som et teknologilaboratorium.
Applying innovations to Norwegian fields has been important for suppliers in introducing them globally.” 
For leverandørene har bruk av deres løsninger i felt på norsk sokkel vært viktig for videre globalisert bruk», sier Ruså.
One indicator of how fast new solutions are adopted is to measure sales of technology available on the market for less than five years as a percentage of total turnover, says Ruså. 
En indikator for å vurdere hvor raskt nye tekniske løsninger blir tatt i bruk, er å måle omsetning av teknologi som har vært på markedet mindre enn fem år, i prosent av total omsetning.
In a global analysis conducted by one of Petoro's major suppliers, Norway now ranks in 40th place among 80 countries. 
I den globale analysen til en av Petoros store leverandører rangeres Norge nå som nummer 40 av 80 land.
Sales of new technology to the Norwegian market for the same supplier were twice as high in 2005, which made the country one of the five leaders worldwide for speedy adoption of innovations. 
I 2005 omsatte samme leverandør dobbelt så mye i ny teknologi på det norske markedet, noe som gjorde Norge til en av de fem raskeste landene i verden når det gjelder å ta i bruk ny teknologi.
A big potential exists for renewal.” 
Det ligger et stort potensial i fornyelse.»
He believes the oil sector must become much more open and hungry to adopt alternative vessels or temporary, modularised rigs for jobs done by drilling units today. 
Ruså mener at vi må være langt mer åpne for og sultne på å ta i bruk alternative fartøy eller midlertidige, modulære rigger til oppgaver som riggen gjør i dag.
Jobs suited for this approach include top-hole drilling, completion of subsea wells, plugging and readying shut-in wells. 
Oppgaver som er egnet for dette, er topphullsboring, ferdigstilling av havbunnsbrønner, plugging og klargjøring av nedstengte brønner.
“Simplifying today's procedures is very demanding,” Ruså acknowledges. 
«Forenkling av gjeldende prosedyrer er svært krevende.
“It calls for a good grasp of health, safety and environmental aspects as well as of operations and commercial priorities. 
Den som skal få det til, må ha god forståelse for helse, miljø og sikkerhet så vel som operasjonell drift og forretningsmessige prioriteringer.
“It's important to look at the total effect of new individual demands and measures, and you have to understand the overall risk-reducing effect of the requirements and procedures which are to apply.” 
Det er viktig å se etter totaleffekten av nye enkeltkrav og tiltak, og det er nødvendig å forstå den samlede risikoreduserende effekten av de krav og prosedyrer som skal gjelde.»
Ruså also believes that suppliers to the petroleum industry must be brought on board, both for technology deliveries and in the provision of services. 
Ruså mener også at leverandørene i petroleumsindustrien må med på laget - både når det gjelder teknologi- og tjenesteleveranser.
“Where drilling is concerned, the operator, the service provider and the rig contractor have different incentives for reducing well costs and increasing the pace. 
«Innen boring har operatør, leverandør av boretjenester og boreentrepenør (reder) ulike insentiver i forhold til det å redusere brønnkostnader og øke boretakten.
“The financial incentives for contractors are largely directed at avoiding errors and downtime, and only to a varying degree at other forms of efficiency. 
Leverandørenes økonomiske insentiver er i størst grad rettet mot å unngå feil og nedetid, og bare i varierende grad rettet mot annen effektivitet.
“That applies particularly to the drilling contractor, who is largely paid by the day almost regardless of progress. 
Dette gjelder spesielt boreentrepenøren, som i stor grad betales per dag, nesten uavhengig av fremdrift.
It's important here to create the right incentives and relationships between shaping and applying contractual terms. 
Her er det viktig å skape de rette insentivene og relasjonene gjennom utforming og utøvelse av kontrakter», påpeker Ruså.
“Ultimately, this is about challenging our own familiar behaviour. 
«Til syvende og sist dreier dette seg om å utfordre våre egne tilvendte handlingsmønstre.
That's difficult - just try it. 
Det er vanskelig - bare prøv!
We all have a job to do with ourselves, and then one we must do together.” 
Vi har alle en jobb å gjøre med oss selv - og så har vi i neste omgang en jobb å gjøre sammen.»
BANKING ON THE RESERVES 
Tillit til reservegrunnlaget
Reliable reservoir models are crucial for predicting how the reservoir will behave. 
Pålitelige reservoarmodeller er avgjørende for å kunne forutse hvordan reservoarene vil oppføre seg.
This is fundamental for investment decisions on new wells and facilities. 
Dette er grunnleggende for å beslutte investeringer i nye brønner og anlegg.
Important to ensure future value creation 
Viktig å sikre fremtidig verdiskaping
Measured in terms of production, Petoro has the second largest licence portfolio on the Norwegian Shelf, through the State Direct Financial Interest (SDFI). 
Målt i produksjon er Petoro gjennom statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) den nest største lisensporteføljen på norsk sokkel.
With current oil and gas prices, this means around NOK 300 million in revenues every single day. 
Med olje- og gasspriser på dagens nivå gir dette omtrent 300 millioner kroner i inntekter hver eneste dag.
Petoro aims to maximise the value of this portfolio. 
Petoros mål er å maksimere verdien av denne porteføljen.
This primarily reflected a decline of NOK 16 billion in operating revenue from gas sales owing to a 13 per cent decline in such sales, with prices also down by two per cent, from the record set in 2012. 
Dette skyldes i hovedsak reduserte driftsinntekter fra salg av gass på 16 milliarder kroner som følge av 13 prosent lavere gassalg til to prosent lavere gasspriser sammenlignet med rekordåret 2012.
Total operating costs were on a par with the year before. 
Totale driftskostnader var på linje med fjoråret.
It was only four per cent from 2012 to 2013. 
Fra 2012 til 2013 falt oljeproduksjonen med bare fire prosent.
The drop in production primarily reflects the maturation of large older oil fields in the portfolio, but is offset by improved recovery measures and contributions from new projects, including new fast-track developments. 
Produksjonsfall skyldes primært modningen av store eldre oljefelt i porteføljen, men motvirkes av økt utvinningstiltak og bidrag fra nye prosjekter, herunder nye hurtigutbyggingsprosjekter.
But the number of wells drilled remains too low compared to the existing recovery potential. 
Men det bores fortsatt for lite brønner i forhold til eksisterende utvinningspotensial.
Net financial income was NOK 0.4 billion. 
Netto finansinntekter var på 0,4 milliarder.
Total revenue for the year from oil and natural gas liquids (NGL) was NOK 92.6 billion. 
Årets samlede inntekter fra olje og våtgass (NGL) var 92,6 milliarder kroner.
Investment came to NOK 34.4 billion, up by no less than 34 per cent from 2012. 
Investeringer var 34,4 milliarder kroner, som er en økning på hele 34 prosent i forhold til 2012.
Investment in production drilling amounted to NOK 16 billion, reflecting a record number of mobile drilling units on SDFI fields. 
Investeringer i produksjonsboring utgjør 16 milliarder kroner og reflekterer et rekordhøyt antall flyttbare boreverktøy på SDØE-felt.
Including capitalised exploration costs, total investment for 2013 was NOK 35.4 billion. 
Inkludert balanseførte letekostnader er de totale investeringer for 2013 på 35,4 milliarder kroner.
This rise reflects higher environmental taxes and reclassification of tax costs for gas operations related to Statoil Natural Gas LLC (SNG). 
Dette skyldes økte miljøavgifter og reklassifisering av skattekostnader for gassvirksomheten knyttet til Statoil Natural Gas LLC (SNG).
Expenses related to base operation and maintenance of the fields remained on a par with 2012. 
Kostnadene knyttet til basis drift og vedlikehold på feltene har holdt seg på samme nivå som i 2012.
Correspondingly, exploration expenses totalled NOK 1.8 billion in 2012, of which NOK 1.1 billion was expensed. 
Tilsvarende beløp var 1,8 milliarder kroner i 2012, hvorav 1,1 milliarder ble kostnadsført.
Eleven of these wells represented new discoveries, which contained recoverable reserves of 101-195 million barrels of oil and 57-94 million boe of gas. 
De utvinnbare ressursene i de nye funnene utgjør mellom 101 og 195 millioner fat olje og mellom 57 og 94 millioner fat o.e. gass.
By comparison, 470-580 million boe were proven in 2012. 
Til sammenligning ble det påvist mellom 470 og 580 millioner fat o.e. i 2012.
Petoro reports the portfolio's expected reserves on the basis of categories 1-3 in the classification system used by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD). 
Petoro rapporterer porteføljens forventede reserver i henhold til Oljedirektoratets klassifikasjonssystem med utgangspunkt i ressursklassene 1 - 3.
New reserves totalling 288 million boe were added to the SDFI in 2013. 
SDØE ble tilført 288 millioner fat o.e. nye reserver i 2013.
About half of this figure derived from mature fields. 
e, om lag halvparten fra modne felt.
Petoro pressing to keep profitable projects on track 
Petoro pådriver for lønnsomme prosjekter
Even with relatively high crude prices over the past six months - averaging USD 68 per barrel in the third quarter - a number of oil companies on the Norwegian continental shelf are affected by great uncertainty and strict capital discipline. 
Selv med den relativt høye oljeprisen siste halvår - og et gjennomsnitt på 68 dollar i tredje kvartal - preges flere oljeselskaper på norsk sokkel av stor usikkerhet og sterk kapitaldisiplin.
A review of licences in which Petoro has holdings show that many developments are failing to keep to agreed timetables. 
En gjennomgang av lisenser der Petoro er rettighetshaver, viser at mange prosjekter ikke følger avtalte fremdriftsplaner.
The company is concerned that such delays could reduce long-term value creation, and aims to push for progress in profitable projects. 
Petoro frykter at utsettelser kan redusere langsiktig verdiskaping, og vil være en pådriver for fremdrift i lønnsomme prosjekter.
Petoro has been pointing for the past year to the danger that market uncertainty might encourage short-term thinking by a number of operators. 
Petoro har gjennom det siste året påpekt faren for at usikkerhet i markedet fører til kortsiktig tenking hos flere operatører.
The company has noted that profitable projects are falling behind their approved schedules, in part because of stricter prioritisation of capital spending on the NCS. 
Selskapet registrerer at lønnsomme prosjekter faller bak besluttede fremdriftsplaner, blant annet som følge av strengere prioritering av kapitalbruk på norsk sokkel.
Delays could lead to a loss of business opportunities down the road and reduce value creation. 
Utsettelser av prosjekter kan føre til tapte forretningsmuligheter i fremtiden og dermed redusert verdiskaping.
It could also cut capacity and expertise in the supplies industry, threatening a new cost explosion when activity recovers. 
Samtidig er det fare for tap av kapasitet og kompetanse i leverandørindustrien, som igjen kan føre til ny kostnadsøkning når aktiviteten tar seg opp igjen.
As the largest partner on the NCS, Petoro will press to ensure progress in profitable projects. 
Som største partner på sokkelen vil Petoro presse på for å sikre fremdrift i lønnsomme prosjekter.
While acknowledging that such thinking could be appropriate for the individual oil company on the basis of its overall portfolio, Mr Pedersen believes that the total effect could be wrong for the NCS and the industry in Norway. 
Han erkjenner at en slik tenking kan være riktig for det enkelte oljeselskap basert på sin totale portefølje, men mener det samlede resultatet kan bli feil for norsk sokkel og industrien her i landet.
He points in this context to Statoil. 
Han peker i denne sammenheng spesielt på Statoil.
“We've previously called attention to the special challenges posed by establishing such a dominant player. 
”Vi har tidligere påpekt spesielle utfordringer ved å etablere en så dominerende aktør som det vi har gjort.
With the exception of exploration activity, the NCS is wholly dependent on the priorities determined by Statoil. 
Med unntak av leteaktiviteten, er norsk sokkel helt avhengig av prioriteringene hos Statoil.
Such a position creates many expectations. 
En slik dominerende rolle skaper mange forventninger.