natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The board has set Mr Fjell’s basic annual salary at NOK 3.5 million with effect from 17 June 2001. 
Styret har fastsatt Olav Fjells grunnlønn til 3,5 millioner norske kroner med virkning fra 17. juni 2001.
His previous salary was NOK 2.75 million. 
Tidligere lønn var 2,75 millioner kroner.
It will be based on a total assessment of results achieved, with the emphasis on value creation for shareholders, profitability, health, safety and the environment, and other relevant criteria with significance for the group’s overall progress. 
Bonusen vil bli fastsatt av styret, basert på en totalvurdering av oppnådde resultater, med vekt på verdiskapning for aksjonærene, lønnsomhet, helse, miljø og sikkerhet og andre relevante forhold av betydning for selskapets totale utvikling.
“These changes represent an adaptation to Statoil’s new position as a listed company,” explains chairman Ole Lund. 
”Endringen representerer en tilpasning til Statoils nye situasjon som børsnotert selskap.
“They will bring Mr Fjell’s remuneration package to a level comparable with other top management posts in Norway.” 
Dette vil bringe hans lønnsbetingelser opp på et nivå som er sammenlignbart med topplederstillinger i Norge”, sier styreleder Ole Lund i Statoil.
Further information from: 
For ytterligere informasjon:
Ole Lund is available for comments today after 12.30 CET on +47 51 99 50 23 
Styreleder Ole Lund er tilgjengelig for kommentarer i dag etter klokken 12.30 på telefon 51 99 50 23.
The board of Statoil has resolved to amend the remuneration package paid to Olav Fjell, president and chief executive officer of the group. 
Statoils styre har vedtatt å endre konsernsjef Olav Fjells kompensasjonspakke.
(Photo: Kim Laland/Bitmap) 
(Foto: Kim Laland/Bitmap)
”This is a unique technology testing endeavour crucial for assessing subsea compression as a possible solution for offshore fields like Åsgard and Mikkel,” says Rolv Herfjord, StatoilHydro Åsgard Minimum Flow Project manager. 
– Dette er en enestående teknologitest som er helt nødvendig for å kunne vurdere havbunnskompresjon som en mulig løsning for felt på sokkelen, som for eksempel Åsgard og Mikkel, sier Rolv Herfjord, prosjektleder for Åsgard MFP (Minimum Flow Project) i StatoilHydro.
Subsea compression can be the future solution for gas boosting of subsea completed gas wells. 
Havbunnskompresjon kan være den framtidige løsningen for økt gassproduksjon fra havbunnskompletterte gassbrønner.
“Åsgard is in many ways tailor made as a front runner for qualification of subsea compression as the compressor unit on the sea bed will serve a number of wells and thus distribute the cost for qualification on a large gas volume. 
– Åsgard er på mange måter skreddersydd for å være et foregangsfelt for kvalifisering av havbunnskompresjon siden kompressoren på havbunnen vil betjene mange brønner og kostnadene knyttet til kvalifisering vil bli fordelt på et stort gassvolum.
In addition, the motor drive (frequency converter) can be located on the Åsgard B platform, and the installation of the subsea compressor station would be in a familiar depth,” explains Herfjord. 
I tillegg kan motortrekket (frekvensomformeren) plasseres på Åsgard B-plattformen, og installasjonen av havbunnskompressoren kan gjøres på en kjent havdybde, forklarer Herfjord.
“If the testing is successful, we can assess using subsea installations instead of offshore platforms.” 
– Dersom testingen er vellykket, kan vi vurdere å bruke havbunnsinstallasjoner i stedet for plattformer på sokkelen, sier han.
World-class test site “K-lab is a world-class facility that can analyse, test and qualify various types of gas processing equipment - including subsea compressors and pumps, high-pressure separation units, multi-phase meters, valves and pipeline pigs – all in full scale,” says K-lab manager Trond Austrheim, StatoilHydro Technology & New Energy. 
Teststed i verdensklasse – K-lab er et anlegg i verdensklasse som kan analysere, teste og kvalifisere forskjellige typer gassbehandlingsutstyr, inkludert havbunnskompressorer og –pumper, separasjonsenheter med høyt trykk, flerfasemålere, ventiler og rørledningspigger, alt i full skala, sier leder for K-lab, Trond Austrheim, i forretningsområdet Teknologi & Ny Energi i StatoilHydro.
K-lab is particularly well suited to carry out full-scale testing and qualifying of subsea compressors in realistic conditions. 
K-lab er spesielt godt egnet til gjennomføring av fullskalatester og kvalifisering av havbunnskompressorer under realistiske forhold.
More than NOK 250 million was invested to upgrade the lab’s subsea compression testing facilities. 
Det er investert over 250 millioner kroner i oppgradering av laboratoriets testanlegg for havbunnskompresjon.
The upgrade has been financed by the Åsgard Minimum Flow Project which is evaluating subsea gas compression as a possible solution to boost the gas production from the Midgard and Mikkel area for the Åsgard/Mikkel License Partners (StatoilHydro, ExxonMobil, Total, ENI and Petoro). 
Oppgraderingen er finansiert av Åsgard MFP-prosjekt som vurderer havbunnskompresjon som en mulig løsning for å øke gassproduksjonen fra Midgard- og Mikkel-området for eierne i Åsgard/Mikkel-lisensen (StatoilHydro, ExxonMobil, Total, ENI og Petoro).
Two compressor prototypes – a MAN Turbo and Siemens unit – will be tested at K-lab over a two-year period. 
To prototyper på kompressorer, en fra MAN Turbo og en fra Siemens, vil bli testet i laboratoriet over en toårsperiode.
The MAN Turbo unit was installed this past winter and the Siemens compressor will be ready for trials in 2009. 
Kompressoren fra MAN Turbo ble installert i vinter og Siemens-kompressoren vil være klar til testing i 2009.
K-lab is 100% owned by StatoilHydro, but also does projects for equipment suppliers. 
K-lab er heleid av StatoilHydro, men utfører også prosjekter for utstyrsleverandører.
Subsea future StatoilHydro has a number of fields that could utilise subsea compression. 
Havbunnsanlegg i framtiden StatoilHydro har en rekke felt som kan være egnet til havbunnskompresjon.
Subsea compression is another step towards the reality of someday performing all facets of hydrocarbon production, separation, transport and maybe even final processing from the sea floor. 
Denne metoden er et nytt steg mot målet om en dag å kunne utføre alle deler av hydrokarbonproduksjon, separasjon, transport og kanskje til og med sluttbehandling på havbunnen.
More than 50 guests, including journalists, supplier companies and license partner representatives turned out for the start of the full-scale subsea compression test at K-lab. 
Over 50 gjester, inkludert journalister, leverandørselskaper og representanter fra lisenseiere var til stede ved oppstarten av fullskala havbunnskompresjonstesten hos K-lab.
Project manager Rolv Herfjord (left) and K-lab manager Trond Austrheim cut the ribbon on Monday. 
Prosjektleder Rolv Herfjord (til venstre) og Trond Austrheim stod for oppstarten mandag.
During the process of separating CO2 from natural gas at Melkøya the amine chemical and natural gas are led to a high-pressure/moderate-temperature tank. 
Prosessen ved å skille ut CO2 fra naturgass på Melkøya skjer ved at kjemikaliet amin og naturgass føres sammen i en tank ved høyt trykk og moderat temperatur.
The amine binds to the CO2 and is drawn off from the bottom of the tank. 
Aminet binder seg til CO2 og separeres ut i bunnen av tanken.
This is then led to another tank with less pressure and higher temperature. 
Deretter føres dette over i en ny tank hvor trykket er mindre og temperaturen høyere.
CO2 will be separated and sent from the tank to the CO2 injection system. 
CO2 vil da bli separert og ført videre fra tanken til CO2-injeksjonssystemet.
The CO2 is in liquid form when it is piped to the Tubåen sandstone formation for storage. 
Den er i flytende form når den blir ført ut i rørledningen til sandsteinformasjonen Tubåen, der CO2 blir lagret.
A sealing shale cap prevents the CO2 from seeping to the surface. 
En forseglende skiferkappe sørger for at CO2 ikke siver opp til overflaten.
Instead of emitting the carbon dioxide (CO2) resulting from the well stream that comes from the Snøhvit field to the air, the CO2 is reinjected into the ground and stored in a formation which lies somewhat beneath the gas-bearing formations on the Snøhvit field. 
Istedenfor å slippe CO2 ut i atmosfæren, blir karbondioksid (CO2) fra brønnstrømmen som kommer fra Snøhvit-feltet sendt tilbake og lagret i en formasjon som ligger noe dypere enn de gassførende formasjonene på Snøhvit-feltet.
Green gain and knowledge ”By reinjecting CO2 beneath the seabed we strongly reduce greenhouse gas emissions at Melkøya. 
Gir miljøgevinst og kunnskap - Ved å reinjisere CO2 under havbunnen reduserer vi utslippene av klimagasser fra Melkøya betraktelig.
We will achieve an environmental benefit while we develop our expertise on carbon injection which may be useful in other areas,” says Edvin Ytredal, senior vice president for Snøhvit operations. 
Vi får en miljøgevinst samtidig som vi utvikler ny kunnskap om injeksjon av CO2 som kan komme til nytte andre steder, sier Edvin Ytredal, produksjonsdirektør for Snøhvit.
The carbon capture plant, compressors and pumps were put into regular operation at the Melkøya plant last weekend, and the first carbon flow yesterday reached the formation where it was stored. 
Fangstanlegget for CO2, kompressorer og pumper ble satt i regulær drift på Melkøyaanlegget i helgen, og den første strømmen med CO2 nådde i går formasjonen der den skal lagres.
"We are currently pumping all CO2 into a closed geological formation beneath the Snøhvit field,” says Morten Svenning who is in charge of the start-up process. 
- Nå pumpes all CO2 ned i en lukket geologisk formasjon under Snøhvitfeltet , sier oppstartsleder Morten Svenning.
Separating CO2 The natural gas which is piped from the Snøhvit field to Melkøya outside Hammerfest contains five to eight percent CO2. 
Skiller ut CO2 Naturgassen som går fra Snøhvit til Melkøya utenfor Hammerfest inneholder fem til åtte prosent CO2.
Stored beneath a sealing cap CO2 is injected into a sandstone formation called Tubåen. 
Lagrer med forseglende kappe CO2 injiseres i en sandsteinformasjon som heter Tubåen.
A shale cap which lies above the sandstone will seal the reservoir and ensure that the CO2 stays underground without leaking to the surface. 
En skiferkappe som ligger over formasjonen forsegler reservoaret, og sørger for at CO2en holder seg nede i undergrunnen, uten å lekke opp til overflaten.
Carbon storage on the Snøhvit field is StatoilHydro’s second large carbon storage project in Norway. 
CO2-lagring fra Snøhvitfeltet er det andre store CO2-lagringsprosjektet for StatoilHydro i Norge.
One million tonnes of CO2 are already stored annually beneath the seabed on the Sleipner field. 
Fra før lagres én million tonn CO2 årlig i undergrunnen på Sleipnerfeltet.
StatoilHydro is also involved in carbon storage on the gas and condensate field In Salah in Algeria in cooperation with BP and Sonatrach. 
I tillegg er StatoilHydro involvert i CO2-lagring på gass- og kondensatfeltet In Salah i Algerie sammen med BP og Sonatrach.
The carbon injection systems at Melkøya are now online, pumping carbon dioxide to the Snøhvit field for storage. 
CO2-injeksjonssystemene på Melkøya er nå i drift, og pumper CO2 til Snøhvit-feltet for lagring.
The oil field Morvin is a typical example of a middle-size project in the vicinity of existing infrastructure. 
Oljefeltet Morvin er et typisk eksempel på et mellomstort prosjekt i nærheten av eksisterende infrastruktur.
The field is located in the Norwegian Sea, 15 kilometres north-west of Åsgard. 
Feltet ligger i Norskehavet, 15 kilometer nordvest for Åsgard.
Subsea templates and tubings are planned to be installed this very summer, whereas first oil is scheduled for the late summer of 2010. 
Etter planen vil havbunnsrammer og produksjonsrør være på plass allerede til sommeren, mens produksjonsstart er planlagt til sensommeren 2010.
”Morvin is dependent on the existing infrastructure. 
- Morvin er avhengig av eksisterende infrastrukur.
Without this alternative, we would not have been able to develop the field,” says Knut Gjertsen, project manager for Morvin. 
Uten denne muligheten kunne vi ikke bygd ut dette feltet, sier Knut Gjertsen, oppdragsleder for Morvin.
The Morvin development concept will include two subsea templates tied in to Åsgard B for processing through a 20-kilometre pipeline. 
Morvin blir bygget ut med to undersjøiske brønnrammer som knyttes til Åsgard B for prosessering gjennom en 20 kilometer lang rørledning.
The Plan for Development and Operation includes investments of NOK 8.7 billlion (2007 value). 
Planen for utbygging og drift omfatter investeringer på 8,7 milliarder 2007-kroner.
In addition StatoilHydro is exploring the possibilities of a fourth production well at about NOK 1.2 billion (2007 value). 
I tillegg utreder StatoilHydro mulighetene for en fjerde produksjonsbrønn, til om lag 1,2 milliarder 2007-kroner.
The development concept includes two subsea templates, initially with three wells. 
Feltet bygges ut med to bunnrammer, foreløpig med tre brønner.
A fourth well is being planned. 
En fjerde brønn er under planlegging
Recoverable reserves are estimated at 70 million barrels of oil equivalent 
Utvinnbare reserver anslås til 70 millioner fat oljeekvivalenter
The production period is estimated at 14 years, first oil being scheduled for 2010 
Produksjonsperioden er anslått til 14 år, med start i 2010
The oil will be transported twenty kilometres by pipeline to Åsgård B for processing. 
Oljen fraktes to mil i rørledning til Åsgård B, hvor oljen prosesseres
Morvin was discovered in 2001, and the Plan for Development and Operation (PDO) was submitted in February 2008. 
Morvin ble oppdaget i 2001, og plan for utbygging og drift (PUD) ble sendt inn i februar 2008.
The State, in the capacity of the owner of the State's direct financial interest (SDFI), did not take part in the arbitration proceedings, as the State in 1999 had received a declaration from StatoilHydro concerning the treatment of any later corresponding claims on the State's part. 
Staten, i egenskap av eier av statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), deltok ikke i dette voldgiftssøksmålet, da staten i 1999 hadde mottatt en erklæring fra StatoilHydro vedrørende behandling av et eventuelt senere tilsvarende krav fra statens side.
Total withdrew from the arbitration proceedings in the autumn of 2001 in return for a declaration similar to that received by the State. 
Total trakk voldgiftssøksmålet høsten 2001 mot å få en tilsvarende erklæring som staten hadde mottatt.
Agip and Fortum withdrew their request for arbitration proceedings in February 2002. 
Agip og Fortum trakk voldgiftssøksmålet i februar 2002.
At the same time agreements were signed which included provisions concerning further development of fields in the Norwegian Sea and harmonising of ownership interests at Haltenbanken, where the two companies also entered as owners in Mikkel licences 092 and 121 (and the Mikkel Unit). 
Samtidig ble det inngått avtaler som omfattet videreutvikling av felt i Norskehavet og en harmonisering av eierandeler på Haltenbanken, der de to selskapene også gikk inn som eiere i Mikkel-lisensene 092 og 121 (og Mikkel Unit).
This facilitated the development of Mikkel with tie-in and processing at Åsgard. 
Dette la til rette for utbygging av Mikkel med tilknytning og prosessering på Åsgard.
In 2004 a similar agreement was reached with Total. 
I 2004 ble det oppnådd tilsvarende enighet med Total.
The State's writ concerns the interpretation of the declaration given by StatoilHydro in 1999. 
Statens stevning gjelder forståelsen av den erklæring som ble gitt av StatoilHydro i 1999.
In the writ the State primarily demands to receive assets equivalent to an ownership interest of 46.95 percent in the Mikkel licences 092 and 121 (and the Mikkel Unit), against payment of NOK 660 million as well as the net return on such ownership interests in the period 2002 until 31 December 2007. 
I stevningen krever staten prinsipalt å motta verdier tilsvarende en eierandel på 46,95 prosent i Mikkel-lisensene 092 og 121 (og Mikkel Unit) mot betaling av 660 millioner kroner, samt netto avkastning fra disse eierandelene i perioden 2002 fram til 31. desember 2007.
According to the State, these ownership interests as of 1 January 2006 had a value of NOK 4.8 billion before tax, an amount which, according to the writ, must be value adjusted to 1 January 2008. 
Ifølge staten hadde eierandelene per 1. januar 2006 en verdi på 4,8 milliarder kroner før skatt, et beløp som ifølge stevningen skal verdijusteres til 1. januar 2008.
According to StatoilHydro's preliminary estimate, the net return on such ownership interests for the period 2002 until 31 December 2007 totals approximately NOK 7 billion before tax. 
StatoilHydro har foreløpig estimert netto avkastning i perioden 2002 fram til 31. desember 2007 til cirka 7 milliarder kroner før skatt.
Alternatively, if the State's primary demand is unsuccessful, the State in the writ demands a settlement of NOK 1095 million, plus five percent interest from 1 January 2006. 
Subsidiært krever staten i stevningen et oppgjør på 1095 millioner kroner med tillegg av fem prosent rente fra 1. januar 2006.
This claim is based on the State's valuation of 46.95 percent of the Mikkel licences 092 and 121 (and the Mikkel Unit) in 2002, inclusive of interests up to January 2006. 
Dette kravet er basert på statens verdsettelse av 46,95 prosent av Mikkel-lisensene 092 og 121 (og Mikkel Unit) i 2002 inklusive renter fram til januar 2006.
StatoilHydro rejects the State's claims. 
StatoilHydro avviser statens krav.
In 2000 Norsk Agip A/S, Fortum Petroleum AS (the companies have since been merged under the name ENI Norge AS), and Total Norge AS issued a request for arbitration proceedings against StatoilHydro claiming that the plaintiffs had been charged an unduly high amount related to the Kårstø development. 
Norsk Agip A/S, Fortum Petroleum AS (begge selskaper er nå slått sammen under navnet ENI Norge AS), og Total Norge AS tok i 2000 ut voldgiftssøksmål mot StatoilHydro med påstand om at saksøkerne var blitt avkrevd et for høyt beløp knyttet til Kårstø-utbyggingen.
In addition, the increase in net income is explained by higher natural gas prices, lower write-down of inventories, gains from sales of assets and currency gains. 
Videre kan resultatoppgangen tilskrives høyere priser på naturgass, lavere nedskrivning av lagerbeholdningen og kursgevinster.
The increase was partly offset by increased exploration expenses. 
Økningen ble delvis motvirket av økte letekostnader.
"We deliver a good first quarter result characterised by solid production in a market with high oil and gas prices", says Helge Lund, StatoilHydro's chief executive. 
- Vi leverer et godt resultat for første kvartal kjennetegnet ved solid produksjon i et marked med høye olje- og gasspriser, sier StatoilHydros konsernsjef Helge Lund.
"Several new fields have been added to the StatoilHydro upstream production portfolio since the turn of the year, for example Volve and Gulltopp on the Norwegian Continental Shelf (NCS) and the deepwater Gunashli field in Azerbaijan." 
- Flere nye felt har siden nyttår blitt tilføyd StatoilHydros produksjonsportefølje, blant annet Volve og Gulltopp på norsk sokkel og dypvannsfeltet Gunashli i Aserbajdsjan.
"We continue to build long term growth through an extensive exploration programme and active business development. 
- Vi fortsetter å bygge langsiktig vekst gjennom et omfattende leteprogram og aktiv forretningsutvikling.
We have signed an agreement to take over the Peregrino project in Brazil. 
Vi har inngått en avtale om å overta Peregrino-prosjektet i Brasil.
This has strengthened our position in an exciting upstream region", says Lund. 
Dette har styrket vår posisjon i en spennende oppstrømsregion, sier Lund.
"Our exploration activity has yielded encouraging results. 
- Vår letevirksomhet har gitt oppmuntrende resultater.
So far in 2008 we have confirmed 15 new discoveries, 12 in Norway and three internationally", says Lund. 
Så langt i 2008 har vi bekreftet 15 nye funn, 12 på norsk sokkel og tre internasjonalt, sier Lund.
"I am content with our employees' ability to deliver results through a demanding period", Lund adds. 
- Jeg er fornøyd med våre ansattes evne til å levere resultater gjennom en krevende periode, sier Lund
Return on average capital employed after tax (ROACE) (*)for the 12 months ended 31 March 2008 was 22.5%, compared to 23.8% for the 12 months ended 31 March 2007. 
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE) i de siste 12 månedene fram til 31. mars 2008 var 22,5%, sammenlignet med 23,8% i tilsvarende periode i 2007.
The decrease was due to higher average capital employed, partly offset by higher net income. 
Nedgangen skyldtes høyere gjennomsnittlig sysselsatt kapital, delvis motvirket av høyere resultat.
ROACE is defined as a non-GAAP financial measure. 
ROACE er definert som et "non-GAAP" finansielt måletall.
In the first quarter of 2008, earnings per share were NOK 5.01, compared to NOK 3.05 in the first quarter of 2007. 
I første kvartal 2008 var inntjeningen per aksje 5,01 kroner, mot 3,05 kroner i første kvartal 2007.
Net operating income in the first quarter of 2008 was NOK 51.4 billion, compared to NOK 34.5 billion in the first quarter of 2007. 
Driftsresultatet i første kvartal 2008 var på 51,4 milliarder kroner, sammenlignet med 34,5 milliarder kroner i første kvartal 2007.
The increase was mainly due to higher oil and gas prices, lower write-downs of inventories to cost, gains from sales of assets and a slightly lower tax rate. 
Økningen var hovedsakelig knyttet til høyere olje- og gasspriser, lavere nedskrivning av lagerbeholdning til varekost og salg av eiendeler.
The increase in net operating income was partly offset by higher realised cost of goods sold and higher exploration expenses. 
Resultatoppgangen ble delvis motvirket av høyere realiserte varekostnader og høyere letekostnader.
Total oil and gas liftings in the first quarter of 2008 were 1,836 mboe per day, compared to 1,890 mboe per day in the first quarter of 2007. 
Samlet olje- og gassløfting i første kvartal 2008 var 1 836 tusen foe per dag, sammenlignet med 1 890 tusen foe per dag i første kvartal 2007.
There was an underlift in the first quarter of 2008 of 40 mboe per day [5] compared to an overlift in the first quarter of 2007 of 79 mboe per day. 
Det var et underløft i første kvartal 2008 på 40 tusen foe per dag, sammenlignet med et overløft i første kvartal 2007 på 79 tusen foe per dag.
Total oil and gas entitlement production in the first quarter of 2008 was 1,889 mboe per day, compared to 1,811 mboe per day in the first quarter of 2007. 
Samlet bokført produksjon av olje og gass i første kvartal 2008 var 1 889 tusen foe per dag, sammenlignet med 1 811 tusen foe per dag i første kvartal 2007.
Average equity [10] production was 2,048 mboe per day in the first quarter of 2008 compared to 1,889 mboe per day in the first quarter of 2007. 
Gjennomsnittlig egenproduksjon var 2 048 tusen foe per dag i første kvartal 2008, sammenlignet med 1 889 tusen foe per dag i første kvartal 2007.
Exploration expenditure was NOK 3.9 billion in the first quarter of 2008, compared to NOK 2.7 billion in the first quarter of 2007. 
Leteutgiftene i første kvartal 2008 var 3,9 milliarder kroner, mot 2,7 milliarder kroner i første kvartal 2007.
The increase was mainly due to higher drilling activity and increased expenditures on seismic. 
Økningen var hovedsakelig knyttet til høyere boreaktivitet og økte seismikkutgifter.
Exploration expenditure reflects the period's exploration activities. 
Leteutgiftene gjenspeiler letevirksomheten i perioden.
Exploration expenses for the period consist of exploration expenditure adjusted for the period's change in capitalised exploration expenditure. 
Letekostnadene i perioden omfatter leteutgifter justert for periodens endring i balanseførte leteutgifter.