natgillin/translations-raw huggingface dataset:
First, to test a new play in the area – the Crux prospect, which was a high risk / high reward opportunity. 
For det første å teste en ny geologisk letemodell i området – Crux-prospektet, som var en høy risiko og høyt potensial-mulighet.
Second, to test an infrastructure-near prospect called Crimp, with relatively modest volumes but attractive economics. 
For det andre å teste et feltnært prospekt kalt Crimp med relativt beskjedne volumer, men god økonomi.
Unfortunately, we have not found gas in the Crux prospect, but we are pleased with the oil discovery in Crimp. 
Dessverre fant vi ikke gass i Crux-prospektet, men vi er fornøyde med oljefunnet i Crimp.
Even though our high impact opportunity has not materialised, we have delivered some valuable additional resources to the Oseberg Unit," says Tore Løseth, vice president Exploration Licenses North Sea. 
Selv om «high impact»-muligheten ikke ble materialisert, har vi levert verdifulle tilleggsressurser til Oseberg Area Unit, sier Tore Løseth, Statoils direktør for letelisenser i Nordsjøen.
After completion of the exploration well 30/6-28S, the COSL Pioneer drilling rig will move to the Glitne field. 
Etter fullføring av letebrønn 30/6-28S går boreriggen COSL videre til Glitne-feltet.
Exploration well 30/6-28S is situated in the production license PL053 in the Oseberg Area Unit in the North Sea. 
Letebrønn 30/6-28S ligger i utvinningstillatelse PL053 i Oseberg Area Unit i Nordsjøen.
Statoil is the operator and has a 49.3 % interest. 
Statoil er operatør, og har 49,3 prosents eierandel.
The partners are Petoro AS (33.6 %), Total E&P Norge AS (10.0 %), ExxonMobil E&P Norway AS (4.7 %) and ConocoPhillips Skandinavia AS (2.4 %). 
Partnerne er Petoro AS (33,6 prosent), Total E&P Norge AS (10,0), ExxonMobil E&P Norway AS (4,7) og ConocoPhillips Skandinavia AS (2,4).
Map of the Crimp prospect PDF 226 kB 
Kart over Crimp-prospektet PDF 226 kB
The well was drilled by the COSL Pioneer rig. 
Brønnen ble boret av boreriggen COSL Pioneer.
We improved on safety and delivered more stable operations. 
Vi forbedret sikkerheten ytterligere og leverte mer stabil drift.
As a result, our financial performance was strong – a record net operating income and a competitive shareholder return,” writes chief executive Helge Lund in his introduction to the annual and sustainability report. 
Som en følge av dette oppnådde vi sterke økonomiske resultater, et rekordhøyt driftsresultat og en konkurransedyktig avkastning til aksjonærene, skriver konsernsjef Helge Lund i sin innledning til års- og bærekraftrapporten.
Last year was also marked by Statoil’s unveiling of its updated strategy as a technology-focused upstream company. 
Fjoråret ble også preget av at Statoil avslørte sin oppdaterte strategi som et teknologifokusert oppstrømselskap.
The ambition is to grow production to above 2.5 million barrels per day in 2020. 
Målet er å øke produksjonen til over 2,5 millioner fat per dag i 2020.
“Portfolio management added around 500 million barrels of expected new resources in 2011. 
– Porteføljejusteringer gav rundt 500 millioner fat med forventede nye ressurser i 2011.
This is considerably more than we divested, strengthening the foundation for long-term growth,” notes Lund. 
Dette er betydelig mer enn vi solgte og styrker grunnlaget vårt for langsiktig vekst, bemerker Lund.
“A strong exploration performance also added more than 1 billion barrels to our resource base. 
– Vi oppnådde sterke leteresultater og økte vår ressursbase med over en milliard fat.
The Johan Sverdrup field in the North Sea is one of the world's largest oil discoveries in recent years, the Skrugard and Havis high-impact discoveries represent a breakthrough in the Barents Sea, and we made a high-impact discovery on Peregrino South in Brazil.” 
Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen er et av verdens største oljefunn de siste årene, Skrugard- og Havis-funnene med høyt potensial representerer et gjennombrudd i Barentshavet, og vi gjorde et funn med høyt potensial på Peregrino Sør-feltet i Brasil.
Statoil’s annual report presentation this year features a virtual panel debate focusing on stakeholder expectations – and the ways in which the company is responding to these challenges. 
Statoils årsrapport for 2011 presenterer en virtuell paneldebatt som fokuserer på forventninger hos våre interessenter, og på hvilke måter selskapet møter disse utfordringene.
Sustainability reporting is also fully integrated in the report. 
Bærekraftrapporten er også fullt integrert i rapporten.
“This reflects our commitment to long-term, sustainable growth in line with the principles of the UN Global Compact,” Lund writes. 
– Dette gjenspeiler vår forpliktelse om langsiktig, bærekraftig vekst i tråd med prinsippene i FN-initiativet Global Compact, skriver Lund.
The HTML version of the Form 20-F report will be available on the US Securities and Exchange Commission's website in the Edgar database at www.sec.gov from 16.00 Central European Time (11.00 Eastern Standard Time) today. 
HTML-versjonen av Form 20-F vil være tilgjengelig fra US Securities and Exchange Commission sitt nettsted i Edgar-databasen www.sec.gov etter klokken 16.00 CET (11.00 EST) i dag.
The legally required part of the annual and sustainability report will be available in a printed version on 26 April at the latest, together with the printed version of Form 20-F and Statoil In Brief 2011/2012. 
Den lovpålagte delen av års- og bærekraftrapporten vil være tilgjengelig senest 26. april i trykt utgave, sammen med den trykte utgaven av Form 20-F og Statoil In Brief 2011/2012.
At that time, the report will be distributed electronically to those shareholders who have opted to receive the report in this form. 
På dette tidspunktet vil rapporten bli distribuert elektronisk til de aksjonærer som har valgt å motta rapporten i dette formatet.
Statoil In Brief 2011/2012 – a short version of the annual report – will be distributed to all other shareholders registered in the Norwegian Central Securities Depository (VPS). 
Statoil In Brief 2011/2012, som er en kortversjon av årsrapporten, vil sendes ut til de gjenværende aksjonærene som er registrert i Verdipapirsentralen.
Interested parties can download parts of or the report in its entirety at www.statoil.com/downloads, while printed versions can be ordered at www.statoil.com/orderreports. 
Brukere kan laste ned hele eller deler av rapporten på www.statoil.com/downloads, mens trykte utgaver kan bestilles på www.statoil.com/orderreports
“2011 was a good year for Statoil. 
– 2011 var et godt år for Statoil.
Åsgard subsea gas compression will increase recovery from Mikkel and Midgard by around 280 million barrels of oil equivalents. 
Åsgard havbunnsgasskompresjon vil øke utvinningen fra feltene Mikkel og Midgard med omkring 280 millioner fat oljeekvivalenter.
The technology represents a quantum leap that can contribute to significant improvements in both recovery rate and lifetime for a number of gas fields. 
Teknologien representerer et kvantesprang som kan bidra til at utvinningsgrad og levetid for flere gassfelt kan økes i betydelig grad.
“Åsgard subsea gas compression is a profitable and robust project. 
– Åsgard havbunns gasskompresjon er et lønnsomt og robust prosjekt.
Development of the world’s first compression facility for gas under water is a challenging task,” says Astrid Jørgenvåg, production director for the Åsgard area. 
Utbyggingen av verdens første kompresjonsanlegg for gass under vann er et utfordrende arbeid, sier Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgard-området.
As time passes, the pressure from Midgard and Mikkel will be too low to maintain stable flow and high production to the Åsgard B platform. 
Over tid blir trykket fra Midgard og Mikkel for lavt til å kunne opprettholde stabil strømning og høy produksjon fram til Åsgard B-plattformen.
Astrid Jørgenvåg, production director for the Åsgard area. 
Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgard-området.
To compensate for this, we will install compressors on the seabed near the wellhead to increase pressure in the production flowlines. 
For å kompensere for dette vil vi installere kompressorer på havbunnen nær brønnhodene for å øke trykket i produksjonsrørene.
Demanding project 
Krevende prosjekt
Prior to the approval of the Plan for Development and Operation (PDO), we notified the authorities of a cost increase in the project. 
I forkant av godkjennelsen av plan for utbygging og drift (PUD) varslet vi myndighetene om en kostnadsøkning i prosjektet.
Preliminary assessments show that the growth lies within the range of uncertainty of about 20 per cent of the total investment amount set last summer. 
Foreløpige vurderinger viser at veksten ligger innenfor usikkerhetsspennet på om lag 20 prosent av investeringssummen som ble etablert i fjor sommer.
There are two main issues that have impacted the cost scenario. 
Det er i hovedsak to forhold som har påvirket kostnadsbildet.
One is a tighter supplier market within marine operations. 
Det ene er et strammere leverandørmarked innen marine operasjoner.
Rates have gone up, particularly within the installation segment in the period after we submitted the PDO last year. 
Ratene har gått opp, spesielt innen installasjonssegmentet i perioden etter at vi leverte PUD i fjor.
The other factor is changes made during the design work to ensure high regularity, maximum recovery and even more robust production. 
Det andre er endringer som er gjort i design underveis for å sikre høy regularitet, maksimal utvinning og en enda mer robust produksjon.
These changes have lead to certain design modifications and weight increases on modules. 
Disse endringene har ført til enkelte designendringer og vektøkning på moduler.
Anders Opedal, leads the project in Technology, projects and drilling 
Anders Opedal, leder av prosjekter i Teknologi, prosjekter og boring
“The higher costs we are now seeing are unfortunate. 
– De økte kostnader som vi nå ser komme er beklagelige.
They show the complexity of such a pioneering project as Åsgard subsea gas compression. 
De viser kompleksiteten i slike nybrottsprosjekt som Åsgard havbunns gasskompresjon er.
We are working hard to reduce costs while safeguarding quality,” says Anders Opedal, who leads the project in Technology, projects and drilling (TPD). 
Vi jobber nå for å redusere kostnadene samtidig som vi ivaretar kvaliteten, sier, sier Anders Opedal som er leder av prosjekter i Teknologi, prosjekter og boring (TPB).
Project progressing on schedule 
Prosjektet i godt gjenge
All of the major contracts in the Åsgard subsea compression project have already been awarded, and most of the detailed engineering is complete. 
Alle de store kontraktene i Åsgard havbunns gasskompresjons-prosjektet er allerede tildelt og det meste av detaljprosjekteringen er fullført.
This spring we will also start assembly of modules at Aker Solutions’ yard in Egersund. 
Denne våren begynner også sammenstilling av moduler ved Aker Solutions verft i Egersund.
According to plan, Åsgard subsea gas compression will be ready for start-up in the first half of 2015. 
Åsgard havbunns gasskompresjon vil etter planen være klart for oppstart i første halvdel av 2015.
For the most part, the project will be the first user of technology never before applied under comparable conditions. 
Prosjektet vil i stor grad være første-bruker av teknologi som tidligere ikke er brukt under tilsvarende forhold.
For this reason, a very extensive and thorough qualification program has been implemented for the new technology, including a program for continuation with realistic sea tests at our test facilities at Kårstø, K-lab, during the course of the year. 
Det er derfor gjennomført svært omfattende og grundig kvalifiseringsprogram for den nye teknologien som tas i bruk, et program for videreføring med realistiske sjø-tester på våre testfasiliteter på Kårstø, K-lab, i løpet av året.
So far, the tests are showing good results. 
Testene har så langt vist gode resultater.
“Subsea gas compression is an important step on the road towards our ambition of installing the elements for a subsea plant by 2020. 
– Havbunns gasskompresjon er et viktig skritt på veien mot vår ambisjon om å kunne ha elementene til en undervannsfabrikk på plass innen 2020.
Processing on the seabed could open up areas that are not currently accessible with traditional technology,” says Opedal. 
Prosessering på havbunnen vil kunne åpne opp områder som i dag ikke er tilgjengelig med tradisjonell teknologi, sier Opedal
Partners on the Åsgard field: Petoro AS (35.69 per cent), Statoil (operator) (34.57), Eni Norge AS (14.82), Total E&P Norge AS (7.68) and ExxonMobil Development Norway (7.24). 
Partnere på Åsgard-feltet er: Petoro AS (35,69 prosent), Statoil (operatør) (34,57), Eni Norge AS (14,82), Total E&P Norge AS (7,68) og ExxonMobil Development Norway (7,24).
(Illustration: Aker Solutions) 
(Illustrasjon: Aker Solutions)
(Photo: Anette Westgaard) 
(Foto: Anette Westgaard)
According to the agreement the owners of production licences 265 and 501 will cooperate in the planning of the Johan Sverdrup field towards an investment decision and submission of the Plan for Development and Operation (PDO). 
Ifølge avtalen for utvinningstillatelsene 265 og 501 vil eierne samarbeide om planleggingen av Johan Sverdrup-feltet fram mot en investeringsbeslutning og innlevering av Plan for utbygging og drift (PUD).
Statoil is appointed the working operator. 
Statoil vil være operatør for planleggingsfasen.
The work will form the basis for developing and establishing the best field solution for Johan Sverdrup. 
Arbeidet vil danne grunnlag for å utvikle og etablere den beste feltløsningen for Johan Sverdrup.
An agreement for the development and operational phase will be signed between the licensees ahead of the submission of the PDO to the Ministry of Petroleum and Energy. 
En avtale for utbyggings- og driftsfasen vil bli inngått mellom rettighetshaverne i forkant av innlevering av PUD til Olje- og energidepartementet.
The development of the Johan Sverdrup field is one of the main undertakings on the Norwegian continental shelf (NCS) in the years ahead, and a high-priority project for all partners in the licences. 
Utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet er en av de største oppgavene på norsk sokkel i årene som kommer, og er et høyt prioritert prosjekt for alle rettighetshaverne i lisensene.
Drawing on the experience and knowledge of the combined partnership will be important. 
Det blir viktig å trekke på den erfaring og kunnskap som hele partnerskapet besitter.
Johan Sverdrup will be a new processing and transportation hub on a level with the other offshore giants - a new stand-alone development consisting of several installations. 
Johan Sverdrup vil bli et nytt knutepunkt for prosessering og transport på linje med de andre gigantene på sokkelen med en ny, selvstendig utbygging bestående av flere installasjoner.
Johan Sverdrup will contribute significantly to future production, added value and activity in the oil and gas industry and the supply industry. 
Johan Sverdrup vil bidra betydelig til framtidig produksjon, verdiskaping og aktivitet i olje- og gassnæringen og leverandørindustrien.
The discoveries in the two licences demonstrate the importance of skills, determination and perseverance in the exploration for new recoverable resources on the NCS, also in mature areas. 
Funnene i de to lisensene demonstrerer betydningen av kompetanse, vilje og utholdenhet i letingen etter nye utvinnbare ressurser på norsk sokkel, også i modne områder.
Facts • Johan Sverdrup consists of two discoveries (made in 2010 and 2011) which represent one field • Located in the North Sea, 140 kilometres west of Stavanger • The discovery is located in 110 metres of water, the reservoir being situated at a depth of 1900 metres • More appraisal wells will be drilled in 2012 • Production horizon of 50 years 
Fakta • Johan Sverdrup består av to funn (gjort i 2010 og 2011) som utgjør ett felt • Beliggenhet: Nordsjøen, 140 kilometer vest for Stavanger • Vanndybden er 110 meter, reservoaret ligger på 1900 meters dyp • Flere avgrensningsbrønner skal bores i 2012 • Produksjonshorisont på 50 år
Licensees: • Production licence 501: Lundin petroleum (operator) 40%, Statoil 40%, Maersk oil 20% • Production licence 265: Statoil (operator) 40%, Petoro 30%, Det norske oljeselskap ASA 20%, Lundin petroleum 10% 
Rettighetshavere • Utvinningstillatelse 501: Lundin petroleum (operatør) (40 prosent), Statoil (40), Maersk oil (20) • Utvinningstillatelse 265: Statoil (operatør) (40 prosent), Petoro (30), Det norske oljeselskap ASA (20), Lundin petroleum (10)
The Transocean Leader drilling rig at the Johan Sverdrup field. 
Boreriggen Transocean Leader på Johan Sverdrup-feltet.
no serious incidents 
Ingen alvorlige hendelser
a high level of operational efficiency 
Høy operasjonseffektivitet
consistent performance. 
Konsistente operasjoner
Light well intervention (LWI) is an important component in Statoil’s tool box for improving recovery from producing fields, and is partly carried on from fixed installations. 
Lett brønnintervensjon er et viktig redskap i Statoils verktøykasse for å øke utvinningen fra felt i drift.
This award will be an inspiration for drilling and well to continue the good work.” 
Denne utmerkelsen vil være en inspirasjon for boring og brønn til å videreføre det gode arbeidet.
He also emphasises that a good compliance and management culture will be an important criterion for achieving an equal level of success in the future. 
Lambert understreker også at god etterlevelse- og lederskapskultur er et viktig kriterium for å oppnå like stor suksess i framtiden.
Transocean Leader drilled seven exploration wells in the first 10 months of 2011 before being mobilised to drill production wells on the Troll field in the North Sea. 
Transocean Leader boret syv letebrønner de første ti månedene i 2011, før riggen forflyttet seg til Troll for å bore produksjonsbrønner.
The evaluation has been made by Statoil’s improvement project, which works to focus attention on and contribute to safe, reliable and efficient drilling and well work. 
Evalueringen er utført av Statoils forbedringsprosjekt, som arbeider med å øke fokus og bidra til sikker, pålitelig og effektiv drift i Statoil sine bore- og brønnoperasjoner.
This project team follows up more than 50 operations worldwide on a daily basis. 
Prosjektet følger daglig opp mer enn 50 operasjoner på verdensbasis.
From left: TPD executive vice president Margareth Øvrum, lead drilling engineer Andrew Lambert, well intervention manager Hermann Sveinsvoll, and drilling and well senior vice president Øystein Arvid Håland. 
Fra venstre: Konserndirektør Margareth Øvrum, ledende boreingeniør Andrew Lambert, brønnintervensjonsleder Hermann Sveinsvoll og Øystein Arvid Håland, direktør for boring og brønn i Statoil.
”Subsea gas compression represents an important leap forward in the efforts to improve recovery and extend the producing life of several gas fields. 
- Undervanns gasskompresjon er et viktig teknologisprang for å øke utvinningsgraden og levetiden for flere gassfelt.
In 2011 Statoil and partner Petoro decided to choose a subsea solution as the preferred concept for gas compression some 15 kilometres from the Gullfaks C platform. 
Statoil og lisenspartner Petoro besluttet i 2011 å velge havbunns kompressorteknologi som konsept for å komprimere gass ca 15 kilometer fra Gullfaks C-plattformen.
Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations North Sea West. 
Jannicke Nilsson, direktør for Drift Nordsjøen Vest i Statoil.
”There are large remaining volumes in the Gullfaks field – volumes that cannot be recovered with the existing concept and installation. 
- Det finnes store gjenværende volumer på Gullfaks-feltet.
Subsea compression is one of our main initiatives to enhance production from existing fields on the Norwegian continental shelf. 
Havbunnskompressor anlegg er et av våre viktigste tiltak for økt utvinning av eksisterende felt på norsk sokkel.
This may increase the production from the field by three billion cubic metres of gas, enabling Gullfaks to sustain plateau production for gas export,” says Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations North Sea West. 
Dette vil kunne øke produksjonen fra feltet med tre milliarder kubikkmeter gass, slik at Gullfaks kan opprettholde platåproduksjon på gasseksport, sier Jannicke Nilsson, direktør for Drift Nordsjøen Vest i Statoil.
The current recovery rate on the field is 62 percent. 
I dag er forventet utvinningsgrad for Gullfaks Sør Brent reservoaret 62 prosent.
A combination of subsea compression and conventional low-pressure production in a later phase may increase this to 74 percent. 
Kombinasjonen av havbunnskompresjon og konvensjonell lavtrykksproduksjon i en seinere fase, vil kunne løfte den til 74 prosent.
In 2009 Framo Engineering was awarded a technology development contract after a study phase in 2008 with several industrial suppliers. 
I 2009 fikk Framo Engineering kontrakt på utvikling av teknologien etter en studiefase i 2008 med flere industrileverandører.
Now that the technology is qualified and the concept has been matured for development, the contract will be now awarded subject to a positive investment decision. 
Nå er teknologien kvalifisert og konseptet modnet for utbygging, og kontrakten settes nå, med forbehold om positiv investeringsbeslutning.
This is the first delivery by Framo Engineering to Statoil within engineering, procurement and construction (EPC) of subsea compression facilities. 
Dette er den første leveranse Framo Engineering har til Statoil innen ingeniørtjenester, anskaffelser og bygging (EPC) av havbunns system.
“It is positive to note that there are several companies capable of delivering services within this segment. 
- Det er positivt å se at vi har flere som kan levere tjenester innen dette segmentet.
We have had a long-standing and beneficial partnership with Framo Engineering as the supplier of pump systems. 
Vi har hatt et langt og godt samarbeid med Framo Engineering som leverandør av pumpesystemer.
This assignment builds on technology and project execution skills stemming from there. 
Dette oppdraget bygger videre på kompetanse innen teknologi og prosjektgjennomføring derfra.
We have driven technology development together over time, which is now resulting in an EPC contract for the first time,” says Espedal Kindem. 
Vi har i felleskap jobbet med teknologiutvikling over tid som nå munner ut i en EPC-kontrakt for første gang, sier Espedal Kindem.
The contact is worth almost NOK 0.9 billion, depending on final call-off. 
Kontrakten har verdi på rundt 900 millioner norske kroner avhengig av endelig avrop.
Taking effect immediately, the contract runs until November 2015. 
Arbeidet starter umiddelbart og kontrakten har en varighet frem til november 2015.
Contracts for platform modifications and marine operations in connection with the Gullfaks development will be awarded during the summer/autumn of 2012, subject to a positive investment decision. 
Kontrakter for plattformmodifikasjoner og marine operasjoner i forbindelse med utbyggingen av Gullfaks vil bli tildelt i løpet av sommer/høst 2012, gitt positiv investeringsbeslutning
Last year Statoil and its partners decided to pursue subsea gas compression on the Åsgard field from 2015, and the plan for development and operation was approved by the Norwegian parliament before Easter. 
Statoil og partnerne valgte i fjor å gå for havbunns gasskompresjon på Åsgard-feltet fra 2015, og før påske ble plan for utbygging og drift godkjent i Stortinget.
Statoil is also involved in technology qualification for the operator Shell for a subsea compression concept at Ormen Lange. 
Statoil jobber også med teknologikvalifisering for operatøren Shell for havbunns kompresjonsløsning på Ormen Lange.
Illustration of Gullfaks subsea gas compression unit. 
Illustrasjon av havbunnsramme på Gullfaks med gasskompresjon.
Siri Espedal Kindem, Statoil’s senior vice president for technology. 
Siri Espedal Kindem, direktør for teknologi i Statoil.
Since production started on 22 December 1986, 2.6 billion barrels of oil have passed the loading buoys. 
Siden starten 22. desember 1986 har 2,6 milliarder fat olje passert lastebøyene.
Gullfaks C on its way to the field in 1989. 
Utslep av Gullfaks C til feltet i 1989.