natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The deepwater alliance has proposed Statoil as operator in its application. 
Dypvannsalliansen foreslår Statoil som operatør i søknaden.
In the event of production, the group would also assess possible area synergies and has accordingly proposed Shell as operator for that phase. 
I driftsperioden vil gruppen også vurdere eventuelle områdesynergier, og gruppen har derfor foreslått Shell som operatør i denne fasen.
This is the first time that the Ministry of Petroleum and Energy has allowed groups of companies to submit joint applications for Norwegian Sea blocks. 
Det er første gangen Olje- og energidepartementet gir selskaper mulighet til å sende felles søknad om blokker i Norskehavet.
The authorities initially permitted such collaboration off Norway in connection with the Barents Sea exploration round in 1997. 
Myndighetene åpnet for denne typen samarbeid i Norge i forbindelse med leterunden i Barentshavet i 1997.
For further information, see The Ministry of Petroleum and Energy's press release. 
Se Olje- og energidepartementets pressemelding.
The results confirm the significant potential in the Peregrino South in the exploration well that was completed in April 2011. 
Resultatene bekrefter et betydelig potensial i Peregrino Sør-funnet som ble offentliggjort i april 2011.
The objectives of the appraisal well were to confirm the previous volume estimate for the Peregrino South discovery and secure an optimal development solution for the Peregrino Phase II development. 
Formålet med avgrensningsbrønnen (3-STAT-8-RJS) var å bekrefte tidligere volumanslag for Peregrino Sør-funnet, og sikre en optimal utbyggingsløsning for fase II av Peregrino-utbyggingen.
The appraisal well encountered approximately 85 metres of high-quality oil-filled sandstone reservoir in the Carapebus formation supporting the current subsurface model. 
Avgrensningsbrønnen traff et høykvalitetsreservoar av sandstein på 85 meter som inneholdt olje i Carapebus-formasjonen, noe som støtter den gjeldende geologiske modellen for området.
Net pay in the well was more than 70%. 
Den effektive produksjonssonen i brønnen er på over 70 prosent av reservoaret.
“This confirms our positive view on the Peregrino area and will form an important basis for the Peregrino Phase II development. 
– Dette bekrefter vårt positive syn på Peregrino-området, og vil danne et viktig grunnlag for fase II av Peregrino-utbyggingen.
We will now continue to work toward a final investment decision to develop this new oil discovery,” says Kjetil Hove, Statoil’s country president in Brazil. 
Vi vil nå fortsette arbeidet fram mot en endelig investeringsbeslutning for å utvikle dette nye oljefunnet, sier Kjetil Hove, Statoils landsjef i Brasil.
The Peregrino field is located 85 kilometres offshore Brazil in the Campos basin at about 100 metres of water depth in licenses BM-C-7 and BM-C-47. 
Peregrino-feltet ligger 85 kilometer utenfor kysten av Brasil i Campos-bassenget på rundt 100 meters havdyp i lisensene BM-C-7 og BM-C-47.
Statoil holds 60% ownership and the operatorship of the field and Sinochem the remaining 40%. 
Statoil har en eierandel på 60 prosent og er operatør for feltet, mens Sinochem eier den resterende andelen på 40 prosent.
The Statoil-operated Peregrino field includes two drilling and wellhead platforms and a large floating production, storage and offload unit (FPSO). 
Det Statoil-opererte Peregrino-feltet omfatter to bore- og brønnhodeplattformer og et stort flytende produksjons-, lager- og losseskip (FPSO).
Oil production from the Peregrino field started in April 2011, and the field is currently one of the largest producing offshore oil fields in Brazil. 
Oljeproduksjonen fra Peregrino-feltet startet i april 2011, og feltet er i dag en av de største produserende oljefeltene i havet utenfor Brasil.
Kjetil Hove, Statoil’s country president in Brazil. 
Kjetil Hove, Statoils landsjef i Brasil.
By ramping up new fields, we have grown production year to date by 10% compared to the same period last year, and 8% compared to the 2011 average. 
Gjennom opptrapping på nye felt har vi så langt i år økt produksjonen med 10 % i forhold til samme periode i fjor og med 8 % sammenlignet med gjennomsnittet for 2011.
This is in line with our plans. 
Dette er i samsvar med våre planer.
Our operational performance is solid and we progressed an extensive maintenance programme according to plan. 
Driften er solid og vi har gjennomført et omfattende program for planlagte revisjonsstanser.
We are on track, and maintain our guidance for 2012," says Helge Lund, Statoil's president and CEO. 
Vi er i rute og vår guiding for 2012 ligger fast, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
In 2012, Statoil has increased cash flows from underlying operations [8] by 12% to NOK 188 billion. 
Så langt i 2012 har Statoil økt kontantstrømmen fra underliggende operasjoner med 12 % til 188 milliarder kroner.
Successful exploration activities have added larger volumes to Statoil's resource base in the first nine months of 2012 than in all of 2011. 
I årets første ni måneder har vellykkede leteaktiviteter tilført større volumer til Statoils ressursbase enn i hele 2011.
Helge Lund, Statoil's president and CEO. 
Konsernsjef Helge Lund under presentasjonen av tredjekvartal 2012.
(Photo: Ole Jørgen Bratland / Statoil) 
(Foto: Ole Jørgen Bratland /Statoil)
Hilde Merete Nafstad, senior vice president IR 
Hilde Merete Nafstad, direktør IR
+47 957 83 911 (mobile) 
+47 957 83 911 (mobil)
Morten Sven Johannessen, vice president, US IR 
Morten Sven Johannessen, direktør, US IR
Jannik Lindbæk jr., vice president, Media Relations 
Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør
+47 977 55 622 (mobile) 
+47 977 55 622 (mobil)
"We maintain momentum in realising our strategy for growth towards 2020, with new discoveries and investments for improved oil recovery on the NCS, and continued profitable growth in our production outside Norway," says Lund. 
- Med nye funn, investeringer for økt utvinning på norsk sokkel, og fortsatt vekst i vår internasjonale produksjon, opprettholder vi fremdriften i realiseringen av vår strategi for vekst mot 2020.
Adjusted earnings [8] were NOK 40 billion, 7% lower than in the same period of 2011. 
Statoils justerte driftsresultat på 40 milliarder kroner var 7 % lavere enn i samme periode i fjor.
The company increased gas sales while realising higher prices. 
Selskapet økte gassalget og realiserte høyere gasspriser.
However, higher exploration costs and lower liquids volumes in accordance with expectations, more than offset the increase. 
Høyere letekostnader og forventet nedgang i væskevolumene mer enn oppveide inntektsøkningen.
Statoil has further strengthened its financial position, and the company now holds NOK 85 billion in liquid assets. 
Statoil har styrket sin finansielle posisjon ytterligere, og selskapet har nå 85 milliarder kroner i likvide midler.
Portfolio management has contributed NOK 29 billion in proceeds from sale of assets and business this year. 
Endringer i porteføljen har bidratt med 29 milliarder kroner i inntekter fra salg av eiendeler og virksomhet så langt i år.
"This week's agreement with Wintershall gives a more focused portfolio, consolidates our position as the largest player on the Utsira High, enhances Statoil's financial flexibility and demonstrates the value of our NCS assets," says Lund. 
- Denne ukens avtale med Wintershall gir en mer fokusert portefølje, konsoliderer vår posisjon som den største aktøren på Utsirahøyden, styrker Statoils finansielle fleksibilitet og synliggjør verdien av våre posisjoner på norsk sokkel, sier Lund.
After the divestments of NCS assets, Statoil expects 2013 production to be lower than in 2012. 
Som følge av salgene av eiendeler på norsk sokkel, forventer Statoil at produksjonen i 2013 vil være lavere enn i 2012.
However, the company is on track for an average annual growth of 2-3% from 2012 to 2016 and equity production above 2.5 million barrels per day of oil equivalent in 2020. 
Selskapet er imidlertid fortsatt i rute til en gjennomsnittlig årlig vekst på 2 til 3 % fra 2012 til 2016 og en produksjon på mer enn 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020.
The serious incident frequency (SIF) was 0.9 in the third quarter of 2012, compared to 1.1 in the third quarter of 2011. 
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) var 0,9 i tredje kvartal 2012, sammenlignet med 1,1 i tredje kvartal 2011.
Equity production was 1,811 mboe per day in the third quarter, up 3% from 1,764 mboe per day in the same period in 2011. 
Egenproduksjonen var 1,811 millioner foe per dag i tredje kvartal 2012, en økning på 3 % fra 1,764 millioner foe per dag i samme periode i 2011.
Adjusted earnings [8] were NOK 40.0 billion in the third quarter, down 7% from NOK 43.1 billion in the third quarter last year. 
Justert driftsresultat var på 40,0 milliarder kroner i tredje kvartal 2012, en nedgang på 7 % fra 43,1 milliarder kroner i tredje kvartal i fjor.
Adjusted earnings after tax [8] were NOK 11.9 billion, compared to NOK 11.4 billion in the third quarter of 2011. 
Justert driftsresultat etter skatt var på 11,9 milliarder kroner, sammenlignet med 11,4 milliarder kroner i tredje kvartal 2011.
Net income was NOK 14.5 billion in the third quarter, up 47% from NOK 9.9 billion in the same period in 2011. 
Resultatet var på 14,5 milliarder kroner i tredje kvartal, en økning på 47 % fra 9,9 milliarder kroner i samme periode i 2011.
Key events since second quarter: 
Viktige hendelser siden andre kvartal:
Agreed consideration is USD 1.45 billion. 
Avtalt vederlag er 1,45 milliarder USD.
Entered strategic partnership with Wintershall and BASF to develop new insights and technologies on improved oil recovery (IOR). 
Inngått strategisk samarbeid med Wintershall og BASF om utvikling av ny kompetanse og teknologi for økt oljeutvinning (IOR).
Applying technology to increase recovery: Sanctioned four IOR projects on the NCS, commenced building of Norwegian IOR centre and announced average recovery rate of 50% for Statoil's NCS portfolio. 
Teknologianvendelse for økt utvinning: Godkjent fire IOR-prosjekter på norsk sokkel, startet bygging av norsk IOR-senter og annonsert en utvinningsrate på norsk sokkel på 50 %.
Developing a leading global exploration company: Added barrels to the Johan Sverdrup field through the Geitungen discovery, confirmed potential of Peregrino South oil discovery through a new exploration well, signed agreements for Russian offshore exploration with Rosneft, and announced a nine-well drilling campaign for 2013 in the Norwegian Barents Sea. 
Utvikle et ledende globalt leteselskap: Økt ressursene på Johan Sverdrup-feltet gjennom Geitungen-funnet, bekreftet potensialet i oljefunnet på Peregrino South, inngått avtaler med Rosneft om leting på russisk sokkel, og kunngjort et ni-brønners boreprogram for 2013 i den norske delen av Barentshavet.
Growing unconventionals and taking strategic mid-stream positions: Started transporting Bakken crude from North Dakota in the US to market by rail, significantly increasing the oil's value. 
Øke innenfor ukonvensjonelle ressurser og sikre strategiske midtstrømsposisjoner: Startet jernbanetransport av råolje fra Bakken i Nord-Dakota (USA) til markedene, for å øke oljens verdi betydelig.
Utilising oil and gas competencies to open new renewable energy opportunities: Opened Sheringham Shoal offshore wind farm and acquired a 70% share of the Dudgeon offshore wind farm project in the UK. 
Bruk av olje- og gasskompetanse for å åpne nye muligheter innen fornybar energi: Åpnet havvindparken Sheringham Shoal, og kjøpt en 70 % andel i havvindpark-prosjektet Dudgeon i Storbritannia.
CFO presentation 3Q 2012 PDF 1 MB 
CFO presentation 3Q 2012 PDF 1 MB
CEO Helge Lund photo OleJBratland Statoil Q3 2012 JPG 7 MB 
CEO Helge Lund photo OleJBratland Statoil Q3 2012 JPG 7 MB
"Statoil delivered solid financial results in the quarter. 
- Statoil leverte solide finansielle resultater i tredje kvartal.
The licences which were awarded by the UK authorities are part of the UK 27th Offshore Oil and Gas Licensing Round, and comprise a total of 19 blocks west of Shetland and in the North Sea. 
Lisensene som ble tildelt av britiske myndigheter inngår i den 27. konsesjonsrunden for olje og gass, og omfatter til sammen 19 blokker vest for Shetlandsøyene og i Nordsjøen.
“The awards are in line with Statoil’s exploration strategy of expanding our core positions. 
- Tildelingene er i samsvar med Statoils letestrategi for å styrke våre kjerneposisjoner.
The recent exploration success at the Norwegian continental shelf (NCS) has made us recognise that there is still significant potential in the mature North Sea Basin. 
De gode leteresultatene i senere tid på norsk sokkel viser at det fremdeles er et betydelig potensial i den modne delen av Nordsjø-bassenget.
With these new licenses we are building acreage position in proven hydrocarbon provinces,” says Nick Maden, senior vice president in Exploration international in Statoil. 
Lisensene styrker selskapets posisjon i attraktive leteområder, sier Nick Maden, direktør for internasjonal leting i Statoil.
The bids, which were submitted in May this year, are the most extensive ever made in Statoil’s history on the UKCS. 
Budene, som ble levert i mai i år, er de mest omfattende som noen gang er levert fra Statoil på britisk sokkel.
In the UK North Sea, the most prolific award is for three blocks in the Catcher area on the Western Platform, where Statoil and Nexen on behalf of a group of five partners will be responsible for drilling at least three exploration wells in the coming years. 
I de 3 blokkene i Catcher-området på Western Platform, vil Statoil og Nexen på vegne av en gruppe på fem partnere, være ansvarlige for boring av minst tre letebrønner i kommende år.
In the Faroe-Shetland Basin, several interesting licences have been awarded and an extensive programme of seismic acquisition and processing will take place in search of drilling candidates in this relatively underexplored high- potential region. 
Vest for Shetland er flere interessante lisenser tildelt, og et omfattende program for seismikkinnhenting og prosessering vil gjennomføres for å finne borekandidater i denne relativt uutforskede regionen med høyt potensial.
offshore JPG 1 MB 
offshore JPG 1 MB
Nick Maden JPG 670 kB 
Nick Maden JPG 670 kB
Statoil Exploration international senior vice president Nick Maden. 
Nick Maden, direktør for internasjonal leting, Statoil
According to the plan for development and operation (PDO) in 2001, the expected lifetime was up to three years. 
Fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2001, var forventet levetid inntil tre år.
Total production has amounted to 55 million barrels, which is more than double the original estimate. 
Totalt er det produsert 55 millioner fat, noe som er over en dobling av det opprinnelige anslaget.
Statoil drilled new wells on Glitne in 2004, 2005, 2007 and 2012. 
Statoil boret nye brønner på Glitne både i 2004, 2005, 2007 og 2012.
The final well drilled in 2012 showed the field to be no longer viable. 
Den siste brønnen i 2012 viste seg dessverre å ikke være drivverdig.
The decision to close has now been taken and Teekay have received notice of termination of the Petrojarl1 contract. 
Nå er beslutningen om å å stenge ned feltet tatt og Teekay har mottatt oppsigelse av kontrakten på Petrojarl1.
The notice period is six months and there will therefore be full activity during this period. 
Kontrakten har seks måneders oppsigelsestid, og det vil være full aktivitet i denne perioden.
We are highly satisfied with the efforts made to recover the last remaining drops of oil on this field. 
Vi er svært godt fornøyd med det arbeidet som er nedlagt for å hente ut de siste dråpene av dette feltet.
When a PDO is submitted it must also include plans for the closure of the field. 
Ved innlevering av PUD skal det også leveres inn planer om nedstengning.
This is now taking place on Glitne. 
Det er denne som nå er i ferd med å realiseres på Glitne.
A total of seven wells are to be plugged and the field closed. 
I alt syv brønner skal plugges og feltet stenges ned.
There is currently much activity in Statoil, and a great need for operational personnel, so the Glitne employees will get exciting new tasks on other fields. 
Det er stor aktivitet og stort behov for driftspersonell i Statoil, og ansatte som har jobbet med Glitne vil få nye og spennende oppgaver på andre felt.
The Glitne oil field is located in blocks 15/5 and 15/6 in the Sleipner area of the North Sea. 
Oljefeltet Glitne ligger I blokkene 15/5 og 15/6 I Sleipner-området i Nordsjøen.
The field is situated roughly 40 kilometres northwest of Sleipner East at a depth of 110 metres. 
Feltet ligger cirka 40 kilometer nordvest for Sleipner Øst, på 110 meters dyp.
Glitne began to produce oil on 29 August 2001, after the field was discovered in 1995 and appraised in 1997. 
Glitne begynte å produsere olje 29. august 2001, etter at funnet ble gjort i 1995 og avgrenset i 1997.
The field is operated by the production and storage vessel Petrojarl 1, which is owned by Teekay Petrojarl Production ASA. 
Feltet drives med produksjons- og lagerskipet Petrojarl 1, som eies av Teekay Petrojarl Production ASA.
Glitne is owned by Faroe Petroleum Norge (9.3%), Det norske oljeselskap (10%), Total E&P Norge (21.8%) and Statoil (58.9%). 
Glitne eies av Faroe Petroleum Norge med 9,3 %, Det norske oljeselskap med 10 %, Total E&P Norge med 21,8 % og Statoil med 58,9 %.
The timeline will make it possible to study the optimal location of a distribution platform for power, and provides a better basis for final design in relation to planning for Johan Sverdrup, which will be the field with the greatest need for power. 
Tidsplanen gjør det mulig å utrede en optimal plassering av distribusjonsplattform for kraft og et bedre grunnlag for endelig design i forhold til planleggingen av Johan Sverdrup, som vil være det feltet med størst kraftbehov.
The study of the electrification solution for Edvard Grieg, Ivar Aasen and Dagny started in 2010. 
Studien av elektrifiseringsløsning for Edvard Grieg, Ivar Aasen, og Dagny startet i 2010.
The discovery of Johan Sverdrup changed the terms, and the study for new fields on the Utsira High was continued in 2011. 
Da Johan Sverdrup ble funnet, ble premissene endret og studien for nye felt på Utsirahøyden videreført i 2011.
The study was initiated by the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy and is led by Statoil, together with operators Lundin and Det norske oljeselskap, along with the other licensees. 
Studien er initiert av Olje- og energidepartementet og ledes av Statoil, sammen med operatørene Lundin og Det norske oljeselskap samt de øvrige rettighetshaverne.
The study of a joint solution is based on the needs of four field developments and it is the first time such an area solution is studied on the Norwegian continental shelf. 
Utredning av en felles løsning er basert på behov fra fire feltutbygginger, og dette er første gang en slik områdeløsning utredes på norsk sokkel.
The Utsira High may be well suited for electrification due to the large power need, favourable distances and water depths. 
Utsirahøyden kan være egnet for elektrifisering grunnet stort kraftbehov samt gunstige avstander og vanndyp.
Preliminary estimates place the power need for the four fields at around 250-300 MW. 
Kraftbehovet for de fire feltene er foreløpig beregnet til 250-300 MW.
The study consists of technical studies, concept development as well as assessments of commercial solutions for electrification of Edvard Grieg, Ivar Aasen, Johan Sverdrup and Dagny. 
Utredningen består av tekniske studier, konseptutvikling samt vurderinger av kommersielle løsninger for elektrifisering av Edvard Grieg, Ivar Aasen, Johan Sverdrup, samt Dagny.
The intention of the study is to establish a joint framework for power supply from land as a basis for concept selection and investment decisions. 
Intensjonen med studien er å etablere et felles rammeverk for kraftforsyning fra land som grunnlag for konseptvalg og investeringsbeslutninger.
A key element in the further study is to mature and optimise a concept for a joint distribution platform for the Utsira High. 
Sentralt i den videre studien er å modne og optimalisere et konsept for felles distribusjonsplattform for Utsirahøyden.
The plan calls for concept selection in the fourth quarter of 2013, with an investment decision in 2014 by a joint ownership. 
Konseptvalget skal etter planen foretas i fjerde kvartal 2013, med investeringsbeslutning i 2014 av et samlet eierskap.
The various fields included in the study have different start-up times during the period 2015-2018. 
De ulike feltene studien omfatter har ulike oppstartstidspunkt i perioden 2015-2018.
Installation of a distribution platform in 2017 and start-up of power deliveries in 2018 will increase the chances of securing a comprehensive electrification solution from the start. 
Installasjon av distribusjonsplattform i 2017 og oppstart av kraftleveranser 2018 øker muligheten for å sikre en helhetlig elektrifiseringsløsning fra start.
Johan Sverdrup, with the largest need for power, is scheduled to start up in 2018. 
Johan Sverdrup, med størst kraftbehov, har planlagt oppstart i 2018.
Edvard Grieg, Ivar Aasen and Dagny all have designs that lend themselves to electrification from the start-up of the distribution platform. 
Edvard Grieg, Ivar Aasen og Dagny har design som legger til rette for elektrifisering ved distribusjonsplattformens oppstartstidspunkt.
As regards the Dagny platform, concept selections have been made in which the licence is pre-investing in equipment to facilitate power from land, and only one gas-operated turbine will be installed for power generation. 
For Dagny-plattformen er det gjort konseptvalg hvor lisensen pre-investerer i utstyr for å tilrettelegge for kraft fra land, og det installeres kun en gassdreven turbin for kraftgenerering.
This turbine will only be used until power from land becomes available. 
Den skal kun benyttes inntil kraft fra land er tilgjengelig.
After power from land is implemented, the gas turbine on Dagny will be part of the back-up solution which is necessary to ensure power supply when parts of the power from land facility are undergoing maintenance, or in the event of an unplanned shutdown. 
Etter at kraft fra land er implementert, vil gassturbinen på Dagny være en del av back-up-løsning som er nødvendig for å sikre kraftforsyning når deler av kraft fra landanlegget har vedlikehold eller ved ikke-planlagt nedstenging.
The Edvard Grieg platform has also made a concept selection in which the licence pre-invests in equipment to enable power supply from land. 
Edvard Grieg-plattformen har på tilsvarende måte gjort et konseptvalg der lisensen preinvesterer i utstyr for å motta kraft fra land.
Edvard Grieg and Ivar Aasen have two turbines installed on Edvard Grieg which will generate power from the start-up of production. 
Edvard Grieg og Ivar Aasen har to turbiner installert på Edvard Grieg for å gi kraft fra oppstart.
Ivar Aasen gets electrical power from Edvard Grieg through a dedicated power line, and is thus fully electrified from it comes on stream without any generators. 
Ivar Aasen får elektrisk kraft fra Edvard Grieg gjennom en dedikert kraftledning, og er dermed fullelektrifisert fra produksjonsstart uten noen generatorer.
When power from land becomes available in 2018 one turbine will be shut down on the Edvard Grieg platform. 
Når kraft fra land blir tilgjengelig i 2018 vil Edvard Grieg stenge ned en turbin.
"An area solution entails looking at the big picture, and Statoil believes in a joint distribution platform for the Utsira High," says Øystein Michelsen, executive vice president for Development and Production Norway. 
- En områdeløsning innebærer helhetstenkning, og Statoil har tro på en felles distribusjonsplattform for Utsirahøyden, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
Estimated power requirement: 250–300 MW . 
Antatt kraftbehov: 250 – 300 MW.
The power need for Johan Sverdrup, the largest power consumer, has not yet been identified. 
For Johan Sverdrup som er største bruker er kraftbehov ikke endelig definert.