natgillin/translations-raw huggingface dataset:
”The NCS is maturing, and we have to adapt to new overall conditions and to technological change. 
– Norsk sokkel er i modning, vi må tilpasse oss både nye rammebetingelser og teknologisk utvikling.
The operational model was introduced to bring us in line with the new reality – while at the same time helping to boost the level of safety for our employees on the NCS. 
Driftsmodellen er innført for å tilpasse oss den nye virkeligheten – og samtidig bidra til en videre styrking av sikkerhetsnivået for våre medarbeidere på sokkelen.
Good interaction and constructive discussions between the employee representatives, the safety delegate service and management are important pre-conditions for our success here.” 
En god samhandling og konstruktive drøftelser med tillitsvalgte, verneapparat og ledelse er en viktig forutsetning for at vi skal lykkes, sier Michelsen.
The well was drilled to a vertical depth of 3,847 metres below sea level, and was concluded in the Lower Jurassic rocks of the Statfjord group. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3847 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Statfjord-gruppen i nedre jura.
Water depth in the area is 136 metres. 
Havdypet er på 136 meter.
“We regard the area around Gullfaks South to be prospective and the find confirms our faith in the area,” says Haatvedt. 
– Vi vurderer området rundt Gullfaks Sør som prospektivt og funnet bekrefter vår tro på området.
“Even if the volumes are modest compared to the large discoveries previously made on the NCS, discoveries of this type are important in order to maximise the potential on the NCS. 
Selv om volumene er beskjedne sett i forhold til de store funn som er gjort på sokkelen tidligere, er funn av denne typen viktige for å maksimere potensialet på norsk sokkel.
They help extend the lifetime of the installations.” 
De bidrar til forlenget levetid på installasjonene, sier Haatvedt.
The well has not been formation tested, but further data acquisition and sampling are being made to determine the hydrocarbon system and estimate contacts. 
Brønnen er ikke formasjonstestet, men det pågår ytterligere datainnsamling og prøvetaking for å fastslå hydrokarbonsystem og estimere kontakter.
The licensees of PL050 and PL050B are Statoil (operator, 70%) and Petoro (30%). 
Rettighetshaverne i PL050 og PL050B er Statoil (operatør, 70 prosent) og Petoro (30 prosent).
“The discovery by Gullfaks confirms once again that infrastructure-led exploration is important and leads to finds with high profitability that can quickly come on stream,” says Gro Gunleiksrud Haatvedt, senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf (NCS). 
– Funnet nær Gullfaks bekrefter nok en gang at feltnær leting er viktig og gir funn med høy lønnsomhet som kan settes raskt i produksjon, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel.
Gas was found in the Brent group while no hydrocarbons were discovered in the Statfjord group. 
Gass ble påtruffet i Brent-gruppen mens det ikke ble påtruffet hydrokarboner i Statfjord-gruppen.
The relinquishment of the two licences means that the group is no longer involved in exploration for oil and gas off Greenland. 
Tilbakeleveringen av de to lisensene innebærer at Statoil ikke lenger er involvert i leting etter olje og gass på grønlandsk sokkel.
An exploration licence in the Fylla area off Greenland has been relinquished by Statoil to the authorities in the North Atlantic island. 
Operatøren Statoil har levert tilbake en letelisens i Fylla-området utenfor Grønland til grønlandske myndigheter.
No oil or gas was found by a wildcat drilled in the summer of 2000 on this acreage, which lies 150 kilometres west of Nuuk, the Greenland capital. 
Sommeren 2000 ble det boret en brønn i lisensen, uten at det ble funnet olje eller gass.
Statoil's fourth quarter 2010 net operating income was NOK 42.8 billion, compared to NOK 33.5 billion in the fourth quarter of 2009. 
Driftsresultatet for fjerde kvartal 2010 var på 42,8 milliarder kroner, mot 33,5 milliarder kroner i fjerde kvartal 2009.
In 2010, net operating income was NOK 137.2 billion compared to NOK 121.6 billion in 2009. 
Driftsresultatet for 2010 var på 137,2 milliarder kroner, sammenlignet med 121,6 milliarder kroner i 2009.
Fourth quarter and annual results 2010 
Resultat for fjerde kvartal og året 2010
The quarterly operating income was NOK 42.8 billion, compared to NOK 33.5 billion in the same quarter last year. 
Driftsresultatet i fjerde kvartal 2010 var på 42,8 milliarder kroner, sammenlignet med 33,5 milliarder kroner i samme kvartal i fjor.
It was mainly affected by a 23% increase in the average prices for liquids measured in NOK, a 17% increase in average gas prices, a 3% increase in liftings of gas volumes and increased refinery margins. 
Resultatet var hovedsakelig påvirket av en 23 % økning i gjennomsnittsprisen for væsker målt i norske kroner, en 17 % økning i gjennomsnittsprisen for gass, en 3 % økning i løftede gassvolumer, samt økte raffinerimarginer.
This was partly offset by an 8% decline in lifted volumes of liquids and an 8% increase in exploration expenses. 
Dette ble delvis motvirket av en nedgang i løftede væskevolumer på 8 % og en økning i letekostnadene på 8 %.
Adjusted earnings in the fourth quarter 2010 were NOK 40.8 billion, compared to NOK 34.4 billion in the fourth quarter 2009. 
Justert driftsresultat i fjerde kvartal 2010 var på 40,8 milliarder kroner, sammenlignet med 34,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2009.
Net income in the fourth quarter of 2010 was NOK 9.7 billion compared to NOK 7.1 billion in the same period last year. 
Resultatet i fjerde kvartal 2010 var på 9,7 milliarder kroner, sammenlignet med 7,1 milliarder kroner i samme periode i fjor.
This result reflects higher prices for both liquids and gas, partly offset by reduced liftings, increased net financial losses and higher taxes. 
Resultatet avspeiler høyere priser både for væsker og gass, delvis motvirket av redusert løfting, økte netto finanskostnader og høyere skatter.
In 2010, net income was NOK 37.6 billion, a substantial increase since 2009 when net income was NOK 17.7 billion, mainly because of higher prices for liquids. 
Resultatet for 2010 var på 37,6 milliarder kroner, en betydelig økning fra 2009, da resultatet var på 17,7 milliarder kroner, hovedsakelig på grunn av høyere oljepris.
In 2010, adjusted earnings after tax were NOK 42.0 billion and the effective adjusted tax rate was 71%. 
I 2010 var justert driftsresultat etter skatt på 42,0 milliarder kroner og justert effektiv skatteprosent var 71 %.
Statoil's equity production in 2010 was 1,888 mboe per day, a 4% decrease from the prior year, primarily due to a combination of natural production decline, operational issues and higher maintenance activity. 
Statoils egenproduksjon i 2010 var 1,888 millioner fat oljeekvivalenter (foe) per dag, en nedgang på 4 % fra året før hovedsakelig som følge av naturlig produksjonsnedgang, ulike driftsmessige forhold, og høyere vedlikeholdsaktivitet.
Total equity production was 1,945 mboe per day in the fourth quarter of 2010 compared to 2,057 mboe per day in the fourth quarter of 2009. 
Samlet egenproduksjon var 1,945 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2010, sammenlignet med 2,057 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2009.
The board of directors is proposing a dividend of NOK 6.25 per share for 2010. 
Styret foreslår et utbytte på 6,25 kroner per aksje for 2010.
"2010 was an important year for the strategic development of Statoil. 
– 2010 var et viktig år for den strategiske utviklingen av Statoil.
We executed a successful IPO of our retail activities, demonstrated value creation through the partial sale of our operated assets in Brazil and Canada, and sanctioned nine projects. 
Vi gjennomførte en vellykket børsnotering av detaljhandelsvirksomheten vår, synliggjorde vår verdiskapning som operatør gjennom salg av eierandeler i felt i Brasil og Canada, samt at vi vedtok igangsetting av ni nye prosjekter, sier konsernsjef Helge Lund.
We also accessed new high potential exploration acreage. 
– Vi fikk også tilgang til leteområder med høyt potensiale.
The reserve replacement ratio grew to 87% for 2010, and we have the resource base to improve this ratio going forward. 
Reserveerstatningsraten økte til 87 % for 2010, og vi har det nødvendige ressursgrunnlaget for fortsatt å forbedre denne raten i tiden fremover.
Statoil has a high quality portfolio of yet-to-be-sanctioned projects that is expected to give attractive returns for our shareholders in the future," says Lund. 
Statoils portefølje av prosjekter som ennå ikke er sanksjonert, har høy kvalitet og forventes å gi en attraktiv avkastning for våre aksjeeiere i framtiden, sier Lund.
"We are positioned to deliver a compound annual production growth rate of around 3% from 2010 - 2012. 
– Vi er i posisjon til å levere en produksjonsvekst på omkring 3 % per år fra 2010 til 2012.
However, due to the constraints of existing production permits and the temporary issues at Gullfaks, this growth will not be linear. 
Begrensninger i tildelte produksjonstillatelser og midlertidige driftsmessige forhold på Gullfaks vil imidlertid medføre at denne veksten ikke vil være lineær.
We expect production for 2011 to be around the 2010 level, or slightly below," says Lund. 
Vi forventer at produksjonen i 2011 vil være omtrent på samme nivå eller noe lavere enn i 2010, sier Helge Lund.
In addition 150 mboe per day are expected to be added from the ramp-up of newly started fields. 
I tillegg forventes produksjonsøkning på nyoppstartede felt å bidra med 150 000 foe per dag.
Statoil expects 40 additional projects to be sanctioned over the next two years at competitive break-even prices. 
Statoil forventer at ytterligere 40 prosjekter med konkurransedyktig avkastning vil bli sanksjonert over de to neste årene.
Statoil's CEO confirms that the strategy as a technology driven upstream company remains firm. 
Konsernsjefen bekrefter at strategien for Statoil som et teknologidrevet oppstrømsselskap ligger fast.
"We expect to continue to demonstrate substantial value creation from the Norwegian continental shelf (NCS). 
– Vi forventer å fortsette vår betydelige verdiskapning fra norsk sokkel.
The decline at mature fields is as envisaged, and we expect new projects with competitive break-even prices to deliver significant future growth. 
Produksjonsnedgangen på modne felt er som antatt, og vi forventer at nye prosjekter med konkurransedyktig avkastning vil levere betydelig framtidig vekst.
We see production outlook as being stable towards 2020 on the NCS," says Lund. 
Mot 2020 forventer vi stabil produksjon på norsk sokkel, sier Lund.
We expect to increase our exploration activity in 2011 and will continue the pursuit of attractive exploration acreage. 
Vi forventer å øke letevirksomheten vår i 2011 og vil fortsette jakten på attraktive leteområder.
We will continue to mature our portfolio of international projects, laying the foundation for growth beyond 2012," Lund says. 
Vi vil også holde frem med å modne porteføljen av internasjonale prosjekter, noe som vil danne grunnlag for videre vekst utover 2012, sier Lund.
Statoil expects a capital expenditure of around USD 16 billion and an exploration activity of around USD 3 billion in 2011. 
Statoil forventer investeringer på omkring 16 milliarder USD og letevirksomhet anslått til omkring 3 milliarder USD i 2011.
Highlights since third quarter 2010: 
Viktige hendelser siden tredje kvartal 2010:
Equity production has decreased by 5% from fourth quarter 2009 to 1,945 mboe per day. 
Egenproduksjonen er redusert med 5 % fra fjerde kvartal 2009 til 1,945 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2010.
In 2010, equity production is down 4% to 1,888 mboe per day. 
Egenproduksjonen i 2010 gikk ned med 4 % til 1,888 millioner foe per dag.
Entitlement production is 1,768 mboe per day, down 5% compared to fourth quarter 2009. 
Bokført produksjon var 1,768 millioner foe per dag, en nedgang på 5 % sammenlignet med fjerde kvartal 2009.
Average liquids prices measured in NOK are up 23%, average gas prices are up 17% and refining margins in USD are up 62% from fourth quarter last year. 
Gjennomsnittlige væskepriser målt i norske kroner økte med 23 %, gjennomsnittlige gasspriser økte med 17 % og raffineringsmarginene i USD økte med 62 % fra fjerde kvartal i fjor.
The 2010 reserve replacement ratio is 87%, up from 73% in 2009. 
Reserveerstatningsraten for 2010 var på 87 %, mot 73 % i 2009.
The three year average reserve replacement ratio is 64%. 
Gjennomsnittlig reserveerstatningsrate over tre år var 64 %.
On 7 November production started from Gjøa on the NCS according to plan and operatorship was transferred to GDF Suez. 
Den 7. november startet produksjonen fra Gjøa på norsk sokkel i samsvar med planen, og operatøransvaret ble overført til GDF Suez.
On 23 November Statoil announced the agreement with PTT Exploration and Production (PTTEP) of Thailand to sell a 40% interest in the Kai Kos Dehseh oil sand development in Northern Alberta in Canada. 
Den 23. november kunngjorde Statoil avtalen med PTT Exploration and Production (PTTEP) of Thailand om salg av en 40 % eierandel i pljesandutbyggingen Kai Kos Dehseh i Nord-Alberta i Canada.
The transaction was closed on 21 January. 
Transaksjonen ble gjort opp 21. januar.
On 27 November the Preliminary Development Plan (PDP) for West Qurna Early Phase in Iraq was approved by the South Oil Company. 
Den 27. november ble den foreløpige utviklingsplanen (PDP) for West Qurna (tidlig fase) i Irak godkjent av the South Oil Company.
On 2 December production started from both Vega and Vega South on NCS according to plan. 
Den 2. desember startet produksjonen fra både Vega og Vega Sør på norsk sokkel i samsvar med planen.
On 21 January 2011 the plan for development and operation (PDO) was submitted to the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy for Visund South. 
Den 21. januar 2011 ble planen for utbygging og drift (PUD) av Visund Sør oversendt til Olje- og energidepartementet.
On 24 January 2011 Sonangol announced the Angolan nomination of Statoil for operatorship in two, and participation in additional three, pre-salt blocks offshore Angola. 
Den 24. januar 2011 kunngjorde Sonangol at Statoil er nominert til operatørskap for to og deltakelse på ytterligere tre pre-salt-blokker utenfor kysten av Angola.
On 27 January 2011 Statoil announced first oil on the Leismer Demonstration Project in Canada. 
Den 27. januar 2011 kunngjorde Statoil at demonstrasjonsanlegget Leismer i Canada var satt i produksjon.
Statoil today presents its fourth quarter results and its Strategy Update. 
Statoil legger i dag fram resultatene for 2010 og gir en oppdatering om selskapets strategi.
Jon Arnt Jacobsen, chief procurement officer in Statoil. 
Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser i Statoil.
“We are pleased with securing Transocean Leader for a new contract period. 
– Vi er fornøyd med å ha sikret oss ny avtale for bruk av Transocean Leader.
The contract period is three years, starting in 2012, and includes a one-year option following the completion of the drilling programme. 
Kontraktsperioden er på tre år, med oppstart i 2012, og inkluderer muligheten for en ettårig opsjon i etterkant av det definerte boreprogrammet.
“The key to uphold present production level on the Norwegian continental shelf towards 2020 is enhanced recovery from existing fields, quick and efficient development of new fields and an active exploration programme. 
– Nøkkelen til å opprettholde dagens produksjonsnivå på norsk sokkel mot 2020 er økt utvinning fra eksisterende felt, rask og effektiv utbygging av nye felt og et aktivt leteprogram.
To implement these measures, it is crucial that we secure necessary rig capacity”, says executive vice president for Development & Production Norway, Øystein Michelsen. 
For å kunne iverksette nettopp disse tiltakene, er det avgjørende at vi sikrer nødvendig riggkapasitet, sier konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge, Øystein Michelsen.
The drilling unit has previously been chartered by Statoil for use on the Statfjord satellites in the North Sea and it is currently under a three-year contract with Statoil in the same area. 
Statoil har tidligere sikret seg riggen for bruk på Statfjord-satellittene i Nordsjøen, og den er nå i en tre-års kontrakt med Statoil i samme område.
As operator of several licences Statoil has awarded a contract to Transocean for use of the semi-submersible Transocean Leader rig for drilling in Norway. 
Som operatør for flere lisenser har Statoil tildelt kontrakt til Transocean for bruk av den halvt nedsenkbare boreriggen Transocean Leader til boreaktiviteter.
Plans call for the rig to be used for production and exploration drilling on the Norwegian continental shelf during the contract period. 
Riggen skal etter plan benyttes både til produksjons- og leteboring på norsk sokkel i den definerte kontraktsperioden.
The Transocean Leader drilling unit. 
Boreriggen Transocean Leader.
The incident was reported to the Petroleum Safety Authority Norway. 
Hendelsen ble rapportert til Petroleumstilsynet i henhold til styringsforskriften.
Statoil will closely examine the incident and is dispatching its own personnel, and personnel from drilling operator Odfjell Drilling, to conduct investigations. 
Statoil vil granske hendelsen, og sender ut eget personell og personell fra boreoperatøren Odfjell Drilling for å gjennomføre undersøkelser av hendelsen.
The team will also determine the final classification of the incident. 
Gruppen skal blant annet avklare den endelige klassifiseringen av hendelsen.
The incident led to the crew being mustered on board in accordance with regulations. 
Hendelsen medførte mønstring av personell ombord i henhold til prosedyrer.
Normalisation efforts on the rig commenced a half-hour later and the situation was quickly clarified. 
Normaliseringsarbeidet på DeepSea Atlantic i natt ble påbegynt etter en halv time og situasjonen ble raskt avklart.
Work on the well has now been resumed. 
Arbeidet med brønnen er nå gjenopptatt.
Deepsea Atlantic is exploring for Statoil close to the Gullfaks South field, where it is about to complete operations in connection with the gas and condensate discovery in well 34/10-53. 
Deepsea Atlantic er på boreoppdrag for Statoil ved Gullfaks Sør-feltet der den er i ferd med å avslutte arbeidet på gass- og kondensatfunnet i brønn 34/10-53 Lenke.
This constitutes an independent exploration prospect unconnected to the main reservoir on the Gullfaks field. 
Dette er et selvstendig leteprospekt uten sammenheng til hovedreservoaret på Gullfaks-feltet.
The well has been closed for seven days owing to bad weather conditions on the field. 
Brønnen har vært innestengt i syv dager grunnet dårlige værforhold på feltet.
Normal procedures are followed after such an incident to ascertain any possible seepage in the well. 
Etter en slik innstegning er normale prosedyrer fulgt for å konstatere evenuelle tilsig i brønnen.
When the blow-out preventer (BOP) was opened after the closure and mud circulated, gas was registered in the mud processing unit on the platform. 
Når brønnkontrollsystemet (BOP, blow-out preventer) ble åpnet etter innstengning og slam var sirkulert, ble det registrert gass i slambehandlingsanlegget på plattformen.
The well control system was then immediately closed down in line with procedures. 
Brønnkontrollsystemet ble da umiddelbart stengt i henhold til prosedyrer.
The gas in the well was circulated in a controlled manner and the second well barrier was thereby re-established. 
Gassen i brønnen ble sirkulert ut på en kontrollert måte, og den andre barrieren ble dermed gjenopprettet i brønnen.
The exploration rig Deepsea Atlantic. 
Boreriggen Deepsea Atlantic.
During winter drilling, water is mainly used to build ice roads for transportation of equipment in the field. 
Under vinterboring brukes vann hovedsakelig til å bygge veier av is til transport av utstyr.
Statoil Canada’s first court appearance is set for 6 April in Edmonton, Alberta, Canada 
Første rettsmøte er berammet til 6 april i Edmonton, Alberta.
The FU also proposes that several fields already in operation should help to meet Norwegian obligations under existing gas sales contracts with European buyers. 
I tillegg kommer gass fra flere felt i drift.
Contracts to be covered from fields proposed by FU include the Troll gas sales agreements and separate deals with Italy's Snam, Transgas in the Czech Republic and Germany's Ruhrgas. 
Anbefalingen omfatter leveransefelt for forpliktede volumer under Troll gassalgsavtalene og separate avtaler med italienske Snam, tsjekkiske Transgas og tyske Ruhrgas.
Deliveries should fall to 2.5 billion cubic metres in 2007, giving a total of 17 billion cubic metres. 
Det gir totalt 17 mrd. kubikkmeter.
The Tune licensees had reported a committed volume of 20 billion cubic metres to the FU. 
Tune-lisensen hadde på forhånd meldt inn et forpliktet volum på 20 mrd. kubikkmeter.
They believe other fields on stream should be given priority. 
Selskapene mener andre felt i produksjon bør prioriteres.
All FU members support additional gas deliveries from Statoil's Heidrun and Norne fields in 2000, and from the group's Åsgard development in 2002. 
Alle selskapene i FU støtter at Statoil-opererte Heidrun og Norne skal få levere nye volumer i 2000, og Åsgard i 2002.
In its recommendations, the committee notes that production experience from fields in operation will provide further information. 
FU påpeker i sin anbefaling at produksjonserfaring fra felt i drift kommer til å gi ny informasjon.
Delaying a decision on additional gas deliveries from existing fields could give an economic gain in real terms. 
Å vente med å beslutte nye gassleveranser fra eksisterende felt kan gi en realøkonomisk gevinst.
Volumes due for delivery in 2000-2003 which have not been allocated to a specific supply field can be covered by Troll, the Sleipner area, Oseberg, Åsgard, Heidrun and Norne. 
Volumer i kontraktsårene 2000-2003 som det ikke er valgt kildefelt for, kan dekkes av Troll, Sleipner-området, Oseberg, Åsgard, Heidrun og Norne.
The supplier will perform and deliver subsea inspection, maintenance and repair (IMR) services. 
Leverandøren skal utføre og levere tjenester innen inspeksjon, vedlikehold og reparasjoner av undervannsinstallasjoner (Subsea IMR).
This involves the use of equipment, personnel and vessel. 
Tjenesten inneholder bruk av utstyr, personell og fartøy.
The duration of the agreement is five years, and there are two one year-options. 
Avtalen har en varighet på fem år, og har to opsjoner med ett års varighet.
Operational start-up is planned from 1 July 2011 and will apply to the Norwegian, UK, Dutch, German, Belgian and French continental shelves. 
Operasjonell oppstart er planlagt fra 1. juli 2011, og gjelder for norsk, britisk, hollandsk, dansk, tysk, belgisk og fransk kontinentalsokkel.
“With increased focus on lifetime extensions and opportunities for enhanced oil and gas production by using existing infrastructure, there is a growing need for such subsea services,” says Jon Arnt Jacobsen, chief procurement officer in Statoil. 
- Med økt fokus på levetidsforlengelse og muligheter for økt olje- og gassproduksjon ved bruk av eksisterende infrastruktur er det et voksende behov for slike undervannstjenester, sier Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser i Statoil.
They’ve worked hard and steadily on the seabed for years; Tordis since 1994, Vigdis since 1997. 
Tordis siden 1994, Vigdis siden 1997.
They recently notched up an overall production of 100 million cubic metres oil, 629 million barrels. 
Nylig rundet den samlede produksjonen 100 millioner kubikkmeter olje, 629 millioner fat.
That’s more than all the expected production on the Norne in the Norwegian Sea. 
Det er mer enn hele den forventede produksjonen på Norne-feltet i Norskehavet.
“Tordis og Vigdis really exemplify the productive importance of our subsea fields,” says vice president Bente Aleksandersen, Statoil’s head of operations for the Snorre, Tordis and Vigdis fields. 
Bente Aleksandersen, Statoils driftsdirektør på feltene Snorre, Tordis og Vigdis