natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In the third quarter of 2007, a total of 15 exploration and appraisal wells were completed, seven on the NCS and eight internationally. 
I tredje kvartal 2007 ble til sammen 15 lete- og avgrensningsbrønner fullført, syv på norsk sokkel og åtte internasjonalt.
Fourteen exploration and appraisal wells were declared as discoveries. 
Fjorten lete- og avgrensningsbrønner var bekreftede funn.
In the first nine months of 2008, a total of 60 exploration and appraisal wells and six exploration extension wells were completed, 27 on the NCS and 33 internationally. 
I de ni første månedene av 2008 ble til sammen 60 lete- og avgrensningsbrønner og seks leteforlengelser fullført, 27 på norsk sokkel og 33 internasjonalt.
Twenty-six exploration and appraisal wells and four exploration extension wells have been declared as discoveries. 
Tjueseks lete- og avgrensningsbrønner og fire leteforlengelser var bekreftede funn.
In the first nine months of 2007, a total of 51 exploration and appraisal wells and two exploration extension wells were completed, 18 on the NCS and 33 internationally. 
I de ni første månedene av 2007 ble til sammen 51 lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser fullført, 18 på norsk sokkel og 33 internasjonalt.
Twenty-seven exploration and appraisal wells and two exploration extension wells were declared as discoveries. 
Tjuesju lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser var bekreftede funn.
A number of completed wells internationally have encountered hydrocarbons but need a more thorough evaluation before external announcement. 
Hydrokarboner er påtruffet i en rekke fullførte brønner internasjonalt, men en mer inngående vurdering av disse må gjøres før de kan kunngjøres eksternt.
Drilling of 14 exploration and appraisal wells and two exploration extension well was ongoing at the end of third quarter 2008. 
Boring av 14 lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser var i gang ved utgangen av tredje kvartal 2008.
Four wells have been completed after 30 September 2008, of which two wells have been declared as discoveries. 
Fire brønner er fullført etter 30. september 2008, der to er bekreftet funn.
Production cost per boe was NOK 47.4 for the 12 months ended 30 September 2008, compared to NOK 33.3 for the 12 months ended 30 September 2007. 
Produksjonskostnadene per foe var 47,4 kroner for de siste 12 månedene fram til 30. september 2008, sammenlignet med 33,3 kroner for tilsvarende periode i 2007.
[*] Based on equity volumes, [*] the production cost per boe for the two periods was was NOK 43.1 and NOK 31.5, respectively. 
[*] Basert på egenproduserte volumer, [*] var produksjonskostnaden for de to periodene henholdsvis 43,1 kroner og 31,5 kroner per foe.
Normalised at a USDNOK exchange rate of 6.00, the production cost for the 12 months ended 30 September 2008 was NOK 48.2 per boe, compared to NOK 33.2 per boe for the 12 months ended 30 September 2007. 
Normalisert til en USDNOK valutakurs på 6,00, var produksjonskostnadene for de 12 siste månedene fram til 30. september 2008 48,2 kroner per foe, sammenlignet med 33,2 kroner per foe for tilsvarende periode i 2007.
[*] Normalised production cost is defined as a non-GAAP financial measure. 
[*] Normaliserte produksjonskostnader er definert som et "non-GAAP" finansielt måletall.
The production cost per boe, both actual and normalised, has increased significantly, mainly due to non-recurring restructuring costs relating to the merger of Statoil ASA and Hydro Petroleum in 2007, start-up of new fields, increased maintenance cost and general industry cost pressure. 
Både virkelig og normalisert produksjonskostnad per foe har økt betydelig, hovedsakelig grunnet omstillingskostnader knyttet til fusjonen mellom Statoil ASA og Hydro Petroleum i 2007, oppstart av nye felt, økte vedlikeholdskostnader og generelt kostnadspress i industrien.
Adjusted for restructuring costs and other costs arising from the merger recorded in the fourth quarter of 2007 and gas injection costs, the production cost per boe of equity production for the 12 months ended 30 September 2008 was NOK 33.2. 
Justert for gassinjeksjonskostnader og omstillingskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen bokført i fjerde kvartal 2007, var produksjonskostnadene per foe egenproduksjon for de siste 12 månedene fram til 30. september 2008 på 33,2 kroner.
The comparable figure for the 12 months ended 30 September 2007 is NOK 29.0. 
Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2007 er 29,0 kroner pr foe.
The NOK 16.3 billion negative change was mostly attributable to currency effects. 
Den negative endringen på 16,3 milliarder kroner skyldtes hovedsakelig valutaeffekter.
Specifically, in the third quarter of 2008, currency losses amounted to NOK 11.8 billion and NOK 5.1 billion related to financial risk management and non-current financial liabilities, respectively. 
I tredje kvartal 2008 var valutatapene på 11,8 milliarder kroner og 5,1 milliarder kroner knyttet til henholdsvis finansiell risikostyring og langsiktige lån.
By comparison, in the third quarter of 2007, currency gains amounted to NOK 4.7 billion and NOK 3.1 billion related to financial risk management and non-current financial items, respectively. 
Til sammenligning var det i tredje kvartal 2007 valutagevinster på 4,7 milliarder kroner og 3,1 milliarder kroner knyttet til henholdsvis finansiell risikostyring og langsiktige lån.
The net currency losses were partly offset by net currency gains of NOK 8.2 billion related to receivables which were mostly internal US dollar loans provided by a Euro-functional currency subsidiary. 
Netto valutatap ble delvis motvirket av netto valutagevinster på 8,2 milliarder kroner knyttet til fordringer (som hovedsakelig var interne lån i amerikanske dollar gitt av et datterselskap som har Euro som funksjonell valuta).
As described above for the quartely effects, the NOK 16.6 billion decrease was mainly related to net currency losses of NOK 15.3 billion and NOK 8.1 billion related to financial risk management and non-current financial liabilities respectively. 
Som beskrevet ovenfor angående valutaeffekter var nedgangen på 16,6 milliarder kroner hovedsakelig knyttet til netto valutatap på henholdsvis 15,3 milliarder kroner og 8,1 milliarder kroner knyttet til finansiell risikostyring og langsiktige lån.
The net currency losses were partly offset by net currency gains of NOK 6.8 billionrelated to receivables which were mostly internal US dollar loans provided by a Euro-functional currency subsidiary. 
Netto valutatap ble delvis motvirket av netto valutagevinster på 6,8 milliarder kroner knyttet til fordringer (som hovedsakelig var interne lån i amerikanske dollar gitt av et datterselskap som har Euro som funksjonell valuta).
* see end notes in the complete quarterely report 
*Se fotnoter i den fullstendige kvartalsberetningen.
Further information from: 
Kontakt personer:
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobile) Geir Bjørnstad, vice president, US investor relations, + 1 203 978 6950 
Investor Relations: Lars Troen Sørensen, direktør IR, + 47 90 64 91 44 (mobil)
Press Ola Morten Aanestad, vice president media relations, +47 48 08 02 12 (mobile) Eskil Eriksen, public affairs manager, + 47 95 88 25 34 (mobile) 
Presse: Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, + 47 48 08 02 12 Eskil Eriksen, informasjonssjef, + 47 95 88 25 34
3q presentation 2008 PDF 1 MB 
3q presentation 2008 PDF 1 MB
Press release 3q 2008 PDF 760 kB 
Pressemelding 3q 2008 PDF 760 kB
3q Financial statements and review 2008 PDF 4 MB 
3q Financial statements and review 2008 PDF 4 MB
StatoilHydro ASA (OSE: STL, NYSE:STO) StatoilHydro's net income in the third quarter in 2008 amounted to NOK 6.3 billion compared to NOK 14.6 billion in the third quarter of 2007 and was negatively affected by the significant strengthening of the US dollar compared to NOK on net financial items and consequently an unusually high tax rate. 
Resultatet er negativt påvirket av en betydelig styrket amerikansk dollar mot den norske kronen og dermed en unormalt høy skatteprosent.
“In the space of a short time we have put in place a highly experienced and competent management for important parts of StatoilHydro,” says chief executive Helge Lund. 
– Med dette har vi på kort tid fått på plass en meget erfaren og kompetent ledelse av viktige områder i StatoilHydro.
He adds, “A united corporate executive committee is focusing on developing the group further in line with the strategy laid down.” 
En samlet konsernledelse har nå fokus på å videreutvikle selskapet i tråd med den fastlagte strategien, sier konsernsjef Helge Lund.
Øystein Michelsen 
Øystein Michelsen
Øystein Michelsen graduated as master of science from the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) in 1980. 
Øystein Michelsen er sivilingeniør fra Norges Teknisk-naturvitenskapelige universitet (NTNU) i 1980.
He joined Hydro in 1981, starting at Hydro’s research centre in Porsgrunn. 
Han har jobbet i Hydro fra 1981.
He has been acting executive vice president for Exploration & Production Norway since 7 October. 
Michelsen har vært konstituert konserndirektør for Undersøkelse og Produksjon Norge siden 7. oktober.
Helga Nes 
Helga Nes
Helga Nes becomes executive vice president of StatoilHydro’s corporate staffs and services (chief staff officer). 
Helga Nes går inn som konserndirektør med ansvar for stabsfunksjoner og konserntjenester (Chief Staff Officer).
Ms Nes holds a degree as master of science from the NTNU in 1981 and gained a master’s degree in business administration at the Norwegian School of Management (BI) in 1994. 
Nes er cand real fra NTNU i 1981 og Master of Business Administration fra Bedriftsøkonomisk Institutt i 1994.
She joined Hydro in 1984 and held posts such as, process engineer, quality manager and chief of staff. 
Nes har vært ansatt i Hydro siden 1984 blant annet som prosessingeniør, kvalitetssjef og stabsleder.
She was in charge of human resources for the Exploration and development unit in Hydro Oil & Energy from 2002-04 and head of IT from 2004 until the merger with Statoil in 2007. 
Nes var HR-ansvarlig for Leting og utvikling i Hydro Olje og Energi fra 2002 – 2004 og IT-sjef fra 2004 til fusjonen med Statoil i 2007.
Ms Nes was senior vice president for HSE and HR in StatoilHydro’s Projects business area from the merger until she was appointed acting executive vice president for Projects on 7 October. 
Nes var ansvarlig for HMS og HR i forretningsområdet Prosjekter i StatoilHydro fra fusjonen til hun ble konstituert konserndirektør for Prosjekter 7. oktober.
Gunnar Breivik, who has been acting chief staff officer, will continue as senior vice president for health, safety and the environment and will report to Ms Nes. 
Gunnar Breivik, som har vært konstituert konserndirektør for stabsfunksjoner og konserntjenester, fortsetter som direktør med ansvar for helse, miljø og sikkerhet og rapporterer til Helga Nes.
Gunnar Myrebøe 
Gunnar Myrebøe
Gunnar Myrebøe graduated as master of science from the NTNU in 1973. 
Gunnar Myrebøe er sivilingeniør fra NTNU i 1973.
He worked for Phillips Petroleum before joining Statoil in 1981. 
Han var ansatt i Phillips Petroleum før han begynte i Statoil i 1981.
Changes are being made to corporate staffs and services in that the corporate communication function is being merged with the major part of the integrity and social responsibility function to form a new entity under the leadership of Reidar Gjærum, senior vice president for corporate communication. 
Området stabsfunksjoner og konserntjenester endres ved at enhetene Kommunikasjon og størstedelen av Integritet og samfunnsansvar skilles ut og slås sammen i en ny enhet under ledelse av kommunikasjonsdirektør Reidar Gjærum.
The remaining part of integrity and social responsibility is being transferred to corporate legal affairs, headed by Tom Melbye Eide. 
Den øvrige del av Integritet og samfunnsansvar overføres til konsernjuridisk avdeling under ledelse av Tom Melbye Eide.
Mr Michelsen will take up the position as executive vice president for the Exploration & Production Norway business area, Mr Myrebøe is to hold the same post in the Projects business area and Ms Nes will lead the area for corporate staffs and services. 
Michelsen skal lede forretningsområdet Undersøkelse og Produksjon Norge, Myrebøe skal lede forretningsområdet Prosjekter og Nes skal lede området for stabsfunksjoner og konserntjenester.
(Photo: Chesapeake) 
(Foto: Chesapeake)
Helge Lund, President and CEO of StatoilHydro. 
Helge Lund, konsernsjef i StatoilHydro
Helge Lund, President and CEO of StatoilHydro, stated that: “I am pleased that we today have made a strategically important move by joining forces with Chesapeake which is the leading US gas player. 
– Vi har tatt et strategisk viktig steg gjennom dette samarbeidet med Chesapeake, en ledende amerikansk gassaktør, sier Helge Lund, konsernsjef i StatoilHydro.
We are establishing a strong platform for further developing our gas value chain business and growing our position in unconventional gas worldwide. 
– Vi etablerer en solid plattform for videre utvikling av våre gassverdikjeder og for vekst innen ukonvensjonell gass på verdensbasis.
Furthermore, we are adding significant resources to our portfolio. 
Vi føyer dessuten betydelige ressurser til vår portefølje.
The agreement we have entered into with Chesapeake provides us with a solid position in an attractive long-term resource base at competitive terms.” 
Avtalen gir oss en solid posisjon innen en attraktiv og langsiktig ressursbase til konkurransedyktige betingelser, framholder han.
Mr Lund added: “This deal adds a major building block to the gas value chain position we have established in the US, the world’s largest and most liquid gas market. 
– Avtalen er en viktig byggestein for vår allerede etablerte gassposisjon i USA, verdens største og mest likvide gassmarked.
This is a significant step in strengthening our US gas position, building on our existing capacity rights for the Cove Point LNG terminal, our gas trading and marketing organisation and the gas producing assets in the US Gulf of Mexico.” 
Fra før har vi kapasitetsrettigheter ved Cove Point LNG-terminalen, gassproduksjon fra Mexicogolfen og en organisasjon for gasshandel.
We believe this transaction creates substantial value for both companies and unique opportunities for international growth with one of the leading international oil and gas companies. 
– Vi tror denne avtalen vil skape betydelige verdier for begge selskapene og unike muligheter for internasjonal vekst sammen med ett av de ledende internasjonale olje- og gasselskapene.
Jointly we can export our world class unconventional gas technology for further long term growth.” 
Sammen kan vi eksportere vår verdensledende teknologi for ukonvensjonell gass for å sikre videre langsiktig vekst, sier han.
Both companies believe that the development programme could support the drilling of 13,500 to 17,000 horizontal wells over the next 20 years with a continuous programme using up to 50 drilling rigs. 
Begge selskaper mener at utviklingen av området kan støtte opp under boring av 13.500 til 17.000 horisontale brønner i de neste 20 årene med bruk av opp mot 50 borerigger.
The transaction is expected to close by year end. 
Transaksjonen forventes å bli fullført innen utgangen av året.
Press conference: 
Pressekonferanse
There will be a press conference today at 10:00 am CET in StatoilHydro’s offices at Vækerø in Oslo. 
Det er innkalt til pressekonferanse i dag klokken 10.00 i StatoilHydros lokaler på Vækerø i Oslo.
Conference call 
Telefonkonferanse
In addition there will be a conference call with EVP Peter Mellbye and CFO Eldar Sætre at 14:00 CET (08:00 EST). 
I tillegg vil det være en telefonkonferanse med konserndirektørene Peter Mellbye og Eldar Sætre klokken 14.00.
For participation in the conference call please call: 
For deltagelse i telefonkonferansen, vennligst ring:
800 19640 Norway Freephone +44 (0)20 7806 1955 International 0800 028 1277 UK Freephone 1888 935 4577 US Freephone 
800 19640 (Norsk) +44 (0)20 7806 1955 (internasjonalt) 0800 028 1277 (Storbritannia) 1888 935 4577 (USA)
Confirmation code: 5721494 
Bekreftelseskode: 5721494
Press 
Kontaktpersoner
VP Media Relations, Ola Morten Aanestad, Phone + 47 480 80 212 
Presse Informasjonsdirektør Ola Morten Aanestad, Tlf: + 47 480 80 212
Conversion factors 
Konverteringsfaktorer
1 cubic foot (cf) 
1 kubikk fot (cf)
1 000 British Thermal Units (BTU) 
1 000 British Thermal Units (BTU)
1 cf 
1 kubikkfot
0.0283 Standard cubic meters (Scm) 
0.0283 Standard kubikkmeter (SM3)
1 Scm 
1 Sm3
35.314 cf 
35.314 cf
6.29 barrels of oil equivalents (boe) 
6.29 fat oljeekvivalenter (foe)
Overview of unconventional gas resources 
Oversikt over ukonvensjonelle gassressurser
Typical unconventional gas reservoirs are tight sands, shale and coal bed methane. 
Typiske ukonvensjonelle gassressurser er tette sandreservoarer, skifergass og kullmetan.
These reservoirs are often laterally extensive and with low permeability that produces mainly dry natural gas. 
Disse reservoarene er ofte lange i utstrekning, med lav permeabilitet og produserer i hovedsak tørr naturgass.
Shale gas is formed in fine-grained shale rock. 
Skifergass formes i finkornet skiferstein.
In order to produce shale gas, the use of hydraulic fracturing and horizontal well drilling have been essential. 
For å produsere denne gassen er bruk av hydraulisk frakturering og boring av horisontale brønner viktig.
The US shale gas reserves are estimated at 700 billion boe (3 800 tcf) and accounts for about 47% of total unconventional gas reserves in North America. 
USAs skifergassreserver anslås til 700 milliarder foe, som tilsvarer cirka 47 prosent av de totale ukonvensjonelle gassreservene i Nord-Amerika.
It is expected that US unconventional gas capacity will grow sharply over the ten next years. 
Det er ventet at USAs kapasitet for ukonvensjonell gass vil vokse vesentlig de neste ti årene.
Source: Norwegian Petroleum Directorate, Fact book 2008 
(Kilde: Oljedirektoratet, Faktaheftet 2008)
Muliple_shale_gas_wells PDF 17 MB 
Muliple_shale_gas_wells PDF 17 MB
podcast MP3 8 MB 
podcast MP3 8 MB
chesapeake JPG 2 MB 
chesapeake JPG 2 MB
Marcellus black shale PDF 1 MB 
Marcellus black shale PDF 1 MB
Frequently asked questions PDF 38 kB 
Frequently asked questions PDF 38 kB
Single_shale_gas_well PDF 18 MB 
Single_shale_gas_well PDF 18 MB
Photo taken in the Marcellus area showing a drilling rig in operation. 
Bildet er tatt i Marcellus-området og viser en borerigg i operasjon.
Three days after the incident there were no longer any visible traces of the oil on the sea surface. 
Tre dager etter hendelsen var det ikke lenger synlige spor av oljen på overflaten.
Analyses from Sintef show that after a couple of days 25% of the oil had evaporated and 15% had dissolved. 
Analyser fra Sintef viser at etter et par dager var 25 prosent av oljen fordampet og 15 prosent var brutt ned.
The weather conditions were on our side and nature took care of itself. 
– På grunn av mye bølger og vind ble oljen pisket fort ned i havet.
Measurement of oil components in fillet of fish from the North Sea caught in December and January indicate that all components were below the detection limit. 
Værforholdene var på vår side, og naturen ordnet opp selv, sier Hanne Jorun Storhaug Ervik, prosjektleder for undersøkelsen i StatoilHydro.
"No harm to the environment close to Statfjord has been proven, even though the oil spill was a very serious incident," says Eva Øglænd Bjørnestad, environmental coordinator for Statfjord. 
– Miljøet nær Statfjord har ikke fått påviste skader, selv om oljeutslippet var en svært alvorlig hendelse, sier Eva Øglænd Bjørnestad, miljøkoordinator i Statfjord.
“More than 170 fish samples have been analysed without any traces of oil being found in the fish fillets,” says Bjørn Einar Grøsvik of the IMR. 
– Mer enn 170 prøver fra fisk er blitt analysert uten at det er funnet spor av olje i fiskefiletene.
Furthermore, no dead birds were found after the oil spill. 
Det ble heller ikke funnet død fugl etter oljeutslippet.
The purpose of the investigation was to identify and reduce the environmental impacts of the Statfjord oil spill. 
Målet med undersøkelsen var å identifisere og redusere miljøkonsekvensene etter oljeutslippet ved Statfjord.
“Our goal is zero harm to the environment in which we operate, and we immediately started extensive investigations and analyses,” says Eva Øglænd Bjørnestad, environmental coordinator for Statfjord. 
– Vårt mål er null skade på miljøet vi opererer i, og vi satte umiddelbart i gang omfattende undersøkelser og analyser, forteller Eva Øglænd Bjørnestad, miljøkoordinator for Statfjord.
The work has been carried out in good cooperation and full openness with external experts (SINTEF, IMR and NINA), in addition to our in-house technical expertise. 
Arbeidet er utført gjennom et godt samarbeid og i full åpenhet med ekspertise utenfra – SINTEF, Havforskningsinstituttet og NINA – i tillegg til fagekspertisen internt i selskapet.
“We have gained further knowledge about environmental affects of oil spills and experience that will be useful both to StatoilHydro personnel and external professional communities,” says Ms Bjørnestad. 
– Vi har fått økt kunnskap om miljøkonsekvenser etter oljeutslipp og erfaring som er til nytte både internt i StatoilHydro og for eksterne fagmiljøer, sier Bjørnestad.
The Statfjord A platform in the North Sea. 
Statfjord A-plattformen i Nordsjøen.
Following this, the share saving plan has 3 507 196 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 3 507 196 aksjer.
The products department with its four employees will be discontinued. 
Denne avdelingen, som teller fire ansatte, avvikles.
StatoilHydro is committed to fulfilling all existing obligations. 
StatoilHydro vil fullføre alle inngåtte forpliktelser.
The notification to ANP is a part of a standard procedure when hydrocarbons have been encountered. 
Meddelelsen til National Petroleum Agency (ANP) er en del av standardprosedyren for funn av hydrokarboner.
This is the first well drilled in deepwater of the Jequitinhonha Basin, at a water depth of approximately 2300 meters. 
Dette er den første brønnen som er boret på dypt vann i Jequitinhonha-bassenget, på cirka 2300 meters havdyp.
The well (well 1-BAS-147) was spudded on October 9th and the drilling is expected to be finished in the beginning of 2009. 
Boringen i brønnen (brønn 1-BAS-147) startet 9. oktober og ventes å være avsluttet i begynnelsen av 2009.
The block BM-J-3 was awarded in 2002 as a result of the 4th Brazilian bid Round. 
Blokk BM-J-3 ble tildelt i 2002 i den 4. budrunden i Brasil.
The well has confirmed oil-bearing reservoirs in Upper Cretaceous sandstones, but further drilling and analysis will be carried out to determine if the discovery has a positive economic potential. 
Brønnen har påvist oljebærende reservoarer i sandstein av øvre kritt alder, men videre boring og analyser vil bli gjennomført for å avgjøre om funnet er kommersielt.
Statoil is applying for a limited number of blocks. 
Statoil søker på et begrenset antall blokker.
This is confirmed by Karin Ask, who is Statoil's project manager for the application in the new areas unit of Exploration & Production Norway. 
Det bekrefter Karin Ask i enheten Nye områder i Undersøkelse og produksjon Norge, som er prosjektansvarlig for søknaden.
A total of 68 blocks has been put on offer on this occasion. 
I alt 68 blokker er lyst ut i denne runden.
According to Ms Ask, the blocks are primarily located in areas near existing infrastructure, and they do not comprise any "virgin" areas of the North Sea. 
Ifølge Ask ligger blokkene hovedsakelig i områder nær infrastruktur, og de omfatter ingen "jomfruelige" deler av Nordsjøen.
The authorities will probably announce the results of this year's North Sea licensing round in March or April 2002. 
Myndighetene kommer trolig til å offentliggjøre resultatet av årets nordsjørunde i mars-april 2002.
The deadline for submitting applications in Norway's North Sea 2001 licensing round expires today, 7 December. 
Søknadsfristen for Nordsjøtildelingene 2001 går ut i dag, 7. desember.