natgillin/translations-raw huggingface dataset:
"This could entail moving other activities that do not rely on supply boats, supporting initiatives in local/regional education, enhancing efforts in specialised areas where the bases already have an advantage, among other things." 
Det kan være flytting av andre aktiviteter som ikke er avhengig av forsyningsbåter, støtte lokale eller regionale utdanningsinitiativ, ytterligere satsing på spesielle områder der basene allerede har et fortrinn og annet.
"According to the plan, most of the effects will be implemented during the course of 2015, when we enter into new base contracts. 
Etter planen vil hoveddelen av virkningen inntre i løpet av 2015, når vi inngår nye basekontrakter.
However, we will take the time we need to put all the practical details into place." 
Vi vil imidlertid bruke den tiden vi trenger for å få alt det praktiske på plass.
New sailing routes PDF 275 kB 
Eksisterende seilingsmønster PDF 275 kB
Existing sailing routes PDF 275 kB 
Nytt seilingsmønster PDF 275 kB
Gunnar Breivik, head of logistics and emergency preparedness on the NCS. 
Gunnar Breivik, direktør for logistikk og beredskap på norsk sokkel.
Gro Haatvedt 
Gro Haatvedt
Further information from: Fredrik Norman (media relations), +47 918 66 567 
Transaksjonene avhenger av myndighetsgodkjennelser.
Issue of USD 750,000,000 Floating Rate Notes due November 8, 2018 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til flytende rente med forfall 8. november 2018
Issue of USD 750,000,000 2.900% Notes due November 8, 2020 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 2,900% rente med forfall 8. november 2020
Issue of USD 1,000,000,000 3.700% Notes due March 1, 2024 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 1.000.000.000 til 3,700% rente med forfall 1. mars 2024
Issue of USD 750,000,000 4.800% Notes due November 8, 2043 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 4,800% rente med forfall 8. november 2043
The settlement date is November 8, 2013. 
Oppgjørsdato er 8. november 2013.
Issue of USD 750,000,000 1.950% Notes due November 8, 2018 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 1,950% rente med forfall 8. november 2018
Hogne Pedersen, head of Statoil Visund North field development. 
Hogne Pedersen, leder for feltutvikling av Visund Nord.
Tom Karsten Gustavsen, Statoil vice president for Kvitebjørn, Visund and Grane 
Tom Karsten Gustavsen, direktør for Kvitebjørn, Visund og Grane.
Halfdan Knudsen, vice president for Statoil's fast track portfolio. 
Halfdan Knudsen, direktør for Statoils hurtigutbyggings-portefølje.
Visund North is the sixth project that has started production of the 12 “fast track” projects Statoil has in its portfolio. 
Visund Nord er det sjette prosjektet av totalt 12 i Statoils hurtigutbyggingsportefølje (fast-track), som er satt i produksjon.
The Visund North and Visund South field developments have to a large extent shared the same project organisation. 
Visund Nord og Visund Sør har i stor grad delt prosjektpersonell.
This has enabled efficient implementation of experiences from Visund South, which was the first development in Statoil’s fast track portfolio. 
Dette har gitt kort vei fra erfaringer til forbedringer fra Visund Sør-prosjektet, som var det første Fast Track-prosjektet.
In addition Pedersen emphasises the good cooperation within the Visund license with the authorities. 
Pedersen trekker fram det gode samarbeidet i lisensen, med myndighetene og leverandørene.
This has enabled efficient and timely decision processes and allowed the project to meet the ambitious development objectives. 
Det har gitt raske beslutningsprosesser og har lagt grunnlaget for å møte de ambisiøse prosjektmålsetningene.
The five fast track field developments in production in addition to Visund North are Skuld, Stjerne, Vigdis North-east, Hyme and Visund South. 
De fem hurtigutbyggingene som er satt i produksjon foruten Visund Nord er Skuld, Stjerne, Vigdis Nordøst, Hyme og Visund Sør.
“Visund North is a good representation of the integration of the different areas within Statoil’s fast track strategy. 
- Visund Nord representerer på en god måte de ulike områdene i Statoils «fast track-strategi».
Through the different phases of the field development the profitability has been strengthened, improvements implemented and the cooperation developed and improved,” says Halfdan Knudsen, vice president for Statoil’s fast track portfolio. 
Gjennom de ulike fasene av prosjektet er lønnsomheten øket, forbedringer iverksatt og samarbeidsformene videreutviklet sier Halfdan Knudsen, direktør for Statoils hurtigutbyggingsportefølje.
The seven remaining developments in the fast track portfolio are Vilje South, Fram H-North, Svalin C, Gullfaks South oil, Oseberg Delta 2 and Gullfaks Rimfaksdalen. 
De sju hurtigutbyggingsprosjektene som nå ligger i porteføljen er: Vilje Sør, Fram H-Nord, Svalin C, Gullfaks Sør Olje, Oseberg Delta 2 og Gullfaks Rimfaksdalen.
The Visund A platform in the North Sea. 
Visund A-plattformen i Nordsjøen.
(Foto: Ole Jørgen Bratland) 
(Foto: Ole Jørgen Bratland)
Statoil plans to drill 20-25 exploration wells on the Norwegian continental shelf (NCS) in 2014, of which around two-thirds will be Statoil-operated. 
Statoil planlegger å bore 20-25 letebrønner på norsk sokkel i 2014, der selskapet er operatør for omkring 2/3 av brønnene.
"Statoil's exploration success rate on the Norwegian continental shelf has been over 70% the last five years, compared to an industry average of 49% (*). 
– Statoils funnrate på norsk sokkel har vært på over 70 % de siste fem årene, sammenlignet med gjennomsnittet i bransjen på 49 % (*).
Statoil has a diversified exploration portfolio on the NCS targeting both growth prospects, opportunities in frontier areas and selected prospects in mature areas which can be tied into existing infrastructure. 
Statoil har en mangfoldig leteportefølje på norsk sokkel som fokuserer både på vekstmuligheter, muligheter i uutforskede områder, og utvalgte prospekter i modne områder som kan knyttes opp mot eksisterende infrastruktur.
"We believe that our competence and experience throughout the value chain give us an advantage when prioritising the right prospects, performing efficient exploration and ensuring value creation," says Haatvedt. 
– Kompetanse og erfaring gjennom hele verdikjeden gir oss viktig kunnskap når vi skal prioritere de rette prospektene, gjennomføre effektiv leting og sikre verdiskapning, sier Haatvedt.
Barents Sea campaign continues 
Letekampanjen i Barentshavet fortsetter
Statoil will continue the exploration campaign in the Barents Sea in 2014 with 5-7 new wells. 
Statoil fortsetter letekampanjen i Barentshavet i 2014 med 5-7 nye brønner.
The company will test the potential in the Hoop area and continue exploration drilling around the Johan Castberg discoveries (Skrugard and Havis). 
Selskapet skal teste potensialet i Hoop-området og fortsette leteboring rundt Johan Castberg-funnene (Skrugard og Havis).
Statoil is a partner in the OMV-operated Wisting Central discovery in PL537 announced in September, which opened a new oil play in the Hoop area. 
Statoil er partner i det OMV-opererte Wisting Central-funnet i PL537 som ble kunngjort i september, og som åpnet en ny oljeprovins i Hoop-området.
During Q2-Q3 of 2014 Statoil will drill the Atlantis and Apollo prospects in PL615, approximately 50 kilometres north of PL537. 
I andre kvartal 2014 skal Statoil bore Atlantis- og Apollo-prospektene i PL615, omkring 50 kilometer nord for PL537.
"The Apollo well will target the same geological formation as the Wisting Central well. 
– Apollo-brønnen skal bores i samme geologiske formasjon som Wisting Central-brønnen.
We have a solid understanding of the subsurface and are well prepared to conduct safe and secure operations in this area of the NCS," says Haatvedt. 
Vi har en god forståelse av undergrunnen der, og er godt forberedt for å gjennomføre sikre operasjoner i dette området på norsk sokkel, sier Haatvedt.
In the Johan Castberg area the Skavl prospect is currently being drilled, followed by the Kramsnø and Drivis prospects late 2013/early 2014. 
I Johan Castberg-området bores nå Skavl-prospektet, etterfulgt av Kramsnø- og Drivis-prospektene i slutten av 2013/begynnelsen av 2014.
"We still believe we can find more oil in the Johan Castberg area to make the field development project more robust. 
– Vi tror at vi fremdeles kan finne mer olje i Johan Castberg-området for å gjøre feltutbyggingen mer robust.
Currently we are evaluating several prospects around Johan Castberg for drilling in 2014," says Haatvedt. 
Vi vurderer nå flere prospekter rundt Johan Castberg for boring i 2014, sier Haatvedt.
Hunting high-value barrels 
Fat av høy verdi
"In the North Sea our plan is to further explore around the King Lear discovery and continue our hunt for barrels in the greater Utsira High area. 
– I Nordsjøen er planen vår å lete videre rundt King Lear-funnet og fortsette jakten på nye ressurser i Utsirahøyden-området.
We will also pursue our exploration effort around existing infrastructure in order to discover timely high-value barrels for the new fast-track developments," says Haatvedt. 
Vi skal også fortsette letevirksomheten rundt eksisterende infrastruktur for å finne fat av høy verdi til rett tid for de nye hurtigutbyggingene (fast-track), sier Haatvedt.
In the Johan Sverdrup/greater Utsira High area, the Geitungen appraisal will be drilled in PL265 at the turn of the year and Statoil will also drill the Tastaveden prospect in PL628. 
I Johan Sverdrup/Utsirahøyden-området bores avgrensningsbrønnen på Geitungen i PL265 ved årsskiftet, og Statoil skal også bore Tastaveden-prospektet i PL628.
In 2012 Statoil made a significant gas and condensate discovery in the King Lear prospect. 
I 2012 gjorde Statoil et betydelig gass- og kondensatfunn i King Lear-prospektet.
In 2014-2015 two new wells will be drilled in PL146/PL333. 
I 2014-2015 skal det bores to nye brønner i PL146/PL333.
The Romeo prospect will test the potential north of King Lear, while the Julius prospect will both appraise the King Lear discovery and test additional potential south of the find. 
Romeo-prospektet skal teste potensialet nord for King Lear, mens Julius-prospektet både skal avgrense King Lear-funnet og teste ytterligere potensial sør for funnet.
This is a high temperature and high pressure (HTHP) area, which Statoil has a strong record in handling. 
Dette er et område med høy temperatur og høyt trykk, som Statoil har solid erfaring med å håndtere.
In the Norwegian Sea the focus next year will be to mature the deep-water exploration campaign in the Aasta Hansteen area which is planned to start in 2015. 
I Norskehavet vil fokus neste år være på å modne fram letekampanjen på stort havdyp i Asta Hansteen-området med planlagt oppstart i 2015.
"We are confident there are new, exciting opportunities to be explored on the Norwegian continental shelf going forward," concludes Haatvedt. 
– Vi er overbeviste om at det finnes nye, spennende letemuligheter på norsk sokkel i tiden fremover, sier Haatvedt.
(*) Norwegian Petroleum Directorate data the last five years. 
(*) Data fra Oljedirektoratet de siste fem årene.
Statoil's discovery rate as operator versus industry's discovery rate where Statoil is not included. 
Statoils funnrate som operatør sammenlignet med gjennomsnittet i bransjen, eksklusive Statoil.
Daniel Tuppen, exploration manager Norwegian Sea and Barents Sea (Photo: Harald Pettersen/Statoil) JPG 3 MB 
Daniel Tuppen, Statoils letesjef for Norskehavet og Barentshavet (Foto: Harald Pettersen/Statoil) JPG 3 MB
Exploration plans NCS 2014 PDF 3 MB 
Exploration plans NCS 2014 PDF 3 MB
Boreriggen West Hercules under boring i Barentshavet. 
Boreriggen West Hercules under boring i Barentshavet.
Publication of fourth quarter 2013 results 
Publisering av resultater for fjerde kvartal 2013
21 March 
21. mars
Publication of annual report 2013 
Publisering av årsrapport 2013
29 April 
29. april
Publication of first quarter 2014 results 
Publisering av resultater for første kvartal 2014
Publication of second quarter 2014 results 
Publisering av resultater for andre kvartal 2014
29 October 
29. oktober
Publication of third quarter 2014 results 
Publisering av resultater for tredje kvartal 2014
Morten Sven Johannessen, Vice President, Investor Relations, USA +1 203 570 2524 
Morten Sven Johannessen, direktør Investor Relations Nord-Amerika +1 203 570 2524
At the same time, he says, the programme will save money because it provides an alternative to expensive courses elsewhere in the world. 
Samtidig gir det mulighet til å spare penger på etterutdanning fordi det er et "alternativ til kostbare kurs verden over," ifølge Bjørnestad.
Part of the Statoil and Hydro contribution will be to fund a chair for the course. 
Statoil og Hydro skal blant annet betale for en professorstilling til kurset.
Their own specialists will also give lectures. 
I tillegg skal egne fagfolk hos de to energileverandørene forelese.
The programme starts in September, but anyone interested must register before 1 July with the centre for post-graduate and further education at the university. 
Forelesningene starter i september, men interesserte må melde seg på innen 1. juli til Senter for etter- og videreutdanning ved Universitetet i Bergen (SEVU).
This can be done by e-mail to sevu@sevu.uib.no. 
Det kan skje på e-mail sevu@sevu.uib.no.
Teaching will take place every Thursday for three months, and provides five credits. 
Kurset kommer til å gå hver torsdag i tre måneder og gir fem vekttall.
A post-graduate course in processing natural gas will be provided by the University of Bergen in cooperation with Statoil and Norsk Hydro. 
Universitetet i Bergen går sammen med Statoil og Norsk Hydro om å kurse nyutdannede ingeniører og andre høyskolekandidater i prosessering av naturgass.
Exploration well 6407/8-6 and sidetrack 6407/8-6A, drilled by the Songa Trym drilling rig, have proven several oil columns in formations dating from the Jurassic period. 
Undersøkelsesbrønnen 6407/8-6 og sidesteget 6407/8-6A boret av boreriggen Songa Trym påviste flere oljekolonner i bergarter av jura alder.
The main wellbore has also proven oil at a deeper level, in reservoir rocks of Triassic age, probably Grey Beds formation. 
I tillegg ble det påtruffet olje på et dypere nivå i bergarter av trias alder, sannsynligvis Grey Beds formasjonen.
Further data analysis will clarify the age of this oil bearing formation. 
Videre analyser av innsamlet data vil bekrefte alder på denne oljeholdige formasjonen.
The estimated volume of the discovery is in the range of 55 - 100 million barrels of recoverable oil equivalent. 
Anslått volum på Snilehorn-funnet er i størrelsesorden 55 - 100 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
This is light oil of high quality. 
Dette er lettolje av høy kvalitet.
"We are very pleased with the results of our near-field exploration programme in the Norwegian Sea this year," says Gro G. Haatvedt, Statoil senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf. 
– Vi er godt fornøyd med resultatene av vårt leteprogram i feltnære områder i Norskehavet i år.
"In three months we have made three new discoveries in the Norne, Åsgard and Njord areas proving a total of 86-166 million barrels of recoverable oil equivalent. 
På tre måneder har vi gjort tre nye funn i områdene rundt Norne, Åsgard og Njord, og har påvist totalt 86-166 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter i de tre brønnene.
These are high value barrels that allow us to extend the production life of our installations." 
Dette er fat av høy verdi som gir oss muligheten til å forlenge levetiden på våre installasjoner, sier Gro G.
The Smørbukk North gas/condensate discovery in the Åsgard area and the Svale North oil discovery in the Norne area were announced in August and September respectively. 
Gass-/kondensatfunnet Smørbukk Nord i Åsgard-området og oljefunnet Svale Nord i Norne-området ble kunngjort i henholdsvis august og september.
Arve Rennemo, vice president and asset owner of Njord. 
Arve Rennemo, direktør og feltansvarlig for Njord.
"A most likely future development of the Snilehorn discovery will be via the Hyme production system to Njord, or as a direct tie-in to the Njord platform," says Arve Rennemo, vice president and asset owner of Njord. 
– En framtidig utbygging av Snilehorn-funnet vil mest sannsynlig være via produksjonssystemet på Hyme til Njord, eller som en direkte tilknytning til Njord-plattformen, sier Arve Rennemo, direktør og feltansvarlig for Njord.
The Snilehorn well results also provide new important information about the Halten Bank area in shallow water in the Norwegian Sea and indicate that there may be interesting follow-up potential in this area. 
Brønnresultatene fra Snilehorn gir også ny og viktig informasjon om Haltenbanken-området på grunt vann i Norskehavet, og indikerer at det kan være et interessant oppfølgingspotensial i dette området.
"This is probably the first time hydrocarbons have been proven in Grey Beds formation in this part of the Norwegian Sea. 
– Dette er trolig første gangen det er påvist hydrokarboner i Grey Beds formasjonen i denne delen av Norskehavet.
This will be confirmed by further analyses of the data and may imply further upside potential in this area," says Haatvedt. 
Dette vil bli bekreftet ved videre analyser av dataene og kan innebære ytterligere letemuligheter i dette området, sier Haatvedt.
Exploration wells 6407/8-6 and 6407/8-6A are located in PL348/348B in the Norwegian Sea. 
Undersøkelsesbrønnene 6407/8-6 og 6407/8-6A ligger i utvinningstillatelse 348/348B i Norskehavet.
Statoil is operator with an interest of 35%. 
Statoil er operatør med en eierandel på 35 prosent.
The partners are GDF SUEZ E&P Norge AS (20%); E.ON E&P Norge AS (17.5%); Core Energy AS (17.5%); Faroe Petroleum Norge AS (7.5%) and VNG Norge AS (2.5%). 
De andre rettighetshaverne er GDF SUEZ E&P Norge AS (20 prosent); E.ON E&P Norge AS (17,5); Core Energy AS (17,5); Faroe Petroleum Norge AS (7,5) og VNG Norge AS (2,5).
For further details on the results of exploration wells 6407/8-6 and 6407/8-6A, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >> 
For ytterligere detaljer om resultatene fra undersøkelsesbrønnene 6407/8-6 og 6407/8-6A vises det til pressemelding fra Oljedirektoratet (OD) >>
Snilehorn map GIF 540 kB 
Snilehorn kart GIF 543 kB
From bold decision to successful implementation Statfjord has gone from its original status as an oil field to the present, where mainly gas is produced and is sent to customers on the Continent and in the UK. 
Fra dristig beslutning til vellykket gjennomføring Statfjord har gått fra opprinnelig å være et oljefelt til i dag hvor det hovedsaklig er gass som produseres og sendes til kunder på kontinentet og i Storbritannia.
The fact that the Statfjord field still has many years of production ahead of it is the result of the partnership's bold decision ten years ago to rebuild the entire field to produce gas (Statfjord late life). 
Når Statfjord-feltet fremdeles har mange års produksjon foran seg, er det fordi partnerskapet for ti år siden tok en modig beslutning om å bygge om hele feltet til å produsere gass (Statfjord senfase).
Good work by Statoil's own organisation, partners and suppliers all these years - along with NOK 23 billion in investments - have also been important contributions in maintaining the production. 
Godt arbeid av egen organisasjon, partnere og leverandører i alle disse årene – og 23 milliarder kroner i investeringer – har også vært viktige bidrag til at produksjonen kan opprettholdes.
Each year, 2,500 full-time equivalents are invested in the Statfjord field, including the contribution from the suppliers, to enable safe and efficient operations. 
Hvert år legges det ned 2500 årsverk på Statfjord-feltet, inkludert bidraget fra leverandørene, for å muliggjøre en sikker og effektiv drift.
Active drilling programme An active drilling programme is contributing to the continued maturation of recoverable reserves on Statfjord. 
Aktivt boreprogram Et aktivt boreprogram bidrar til at det fortsatt modnes fram utvinnbare ressurser på Statfjord.
By the time 2013 draws to a close, we will have drilled 11 wells, while 10 new wells are planned for 2014. 
Innen 2013 er omme har vi boret 11 brønner, mens nye 10 planlegges i 2014.
Impressive production/track record The Statfjord field has produced more than 4.7 billion barrels of oil equivalent. 
Imponerende produksjon/track record Statfjord-feltet har produsert over 4,7 milliarder fat oljeekvivalenter.
Stacked up on top of each other, the oil barrels would have yielded 10 towers reaching from the earth to the moon. 
Oljefatene stablet oppå hverandre ville gitt 10 tårn fra jorda til månen.
Statfjord A's highest producing well, A-06, has produced 120 million barrels on its own, more than many of the field developments we see today. 
Statfjord A-plattformens mestproduserende brønn, A-06, har produsert 120 millioner fat olje alene, mer enn flere av feltutbyggingene vi ser i dag.
The Statfjord field's production record for a single day was set on 16 January 1987, when 850,204 barrels of oil were produced. 
Statfjord-feltet satt produksjonsrekord for én dag 16. januar 1987, da 850.204 fat olje ble produsert.
Licensees on the Statfjord field: Statoil Petroleum AS (44.34% - operator), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (21.37%) Centrica Resources (Norway) AS (19.76%) and Centrica Resources Limited (14.53%). 
Rettighetshavere Statfjord-feltet: Statoil Petroleum AS (44,34 % - operatør), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (21,37 %), Centrica Resources (Norge) AS (19,76 %) og Centrica Resources Limited (14,53 %).
The extension means that Statfjord A will still be in operation when the new giant Johan Sverdrup comes on stream. 
Forlengelsen betyr at Statfjord A fortsatt vil være i drift når den nye giganten Johan Sverdrup starter opp.
The size of the Statfjord field is unique, making it a significant part of the history of the Norwegian shelf for 40 years. 
Størrelsen på Statfjord-feltet er unik og har betydd mye for norsk sokkels historie gjennom 40 år.
We will take the experiences from Statfjord with us in our work with Johan Sverdrup, which has a horizon of 40 years," says Atle Rettedal, director of production for the Statfjord field. 
Erfaringene fra Statfjord skal vi ta med oss inn i arbeidet med Johan Sverdrup som har en horisont 40 år fram i tid, sier Atle Rettedal, produksjonsdirektør for Statfjord-feltet.
Originally, the partnership hoped to recover 40% of the oil in the Statfjord field. 
Opprinnelig håpet partnerskapet å kunne utvinne 40 prosent av oljen i Statfjord-feltet.
The outcome so far is a record 66%. 
Fasiten så langt er rekordhøye 66 prosent.
The global average for oil fields is 35%. 
Gjennomsnittet for oljefelt på verdensbasis er 35 prosent.
The goal is to recover 74% of the gas from Statfjord. 
Målet er å utvinne 74 prosent av gassen fra Statfjord.
"We are reaping the benefits of the efforts we have invested over many years in that we will now manage to recover even more of the resources in a manner that creates value for the owners and for society," Rettedal continues. 
- Vi får uttelling for innsatsen som er lagt ned over mange år når vi nå klarer å utvinne enda mer av ressursene på en måte som skaper verdier for eierne og samfunnet, fortsetter Rettedal.
The mechanism could become standard equipment if methanol is chosen as hydrogen bearer for such vehicles. 
Mekanismen kan bli standardutstyr dersom metanol velges som hydrogenbærer for slike kjøretøy.
The other collaborating companies are Ballard Power Systems, BASF, BP, DaimlerChrysler and Methanex. 
De øvrige selskapene i samarbeidet er Ballard Power Systems, BASF,BP,DaimlerChrysler og Methanex.
The filling mechanism, which has been developed by the Swedish company, Identic, has been installed in a DaimlerChrysler Necar 5 car. 
Påfyllingsmekanismen, som er utviklet av Identic i Sverige, er installert i en DaimlerChrysler Necar 5 personbil.
The prototype is being tested in connection with California Fuel Cell Partnership’s demonstration programme for fuel cell cars in Sacramento, USA. 
Prototypen testes i forbindelse med California Fuel Cell Partnerships demonstrasjonsprogram for brenselcellebiler i byen Sacramento i USA.