natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The sustainability report presents the company’s results and ambitions related to the environment and climate, social responsibility, health, safety and H.R. policy. 
Bærekraftrapporten presenterer selskapets resultater og ambisjoner innenfor områdene miljø og klima, samfunnsansvar, helse, sikkerhet og personalpolitikk.
Total mill boe 
Total mill. boe
1000 boe/day 
1000 foe/døgn
1st quarter 
1. kvartal
2nd quarter 
2. kvartal
42,9 
42,9
3rd quarter 
3. kvartal
70,3 
70,3
4th quarter 
4. kvartal
28,3 
28,3
The upgrading is in keeping with the company’s focus on maintenance and modifications aimed at increased robustness of the facilities and improved oil and gas recovery on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Oppgraderingen er i tråd med selskapets satsing på vedlikehold og modifikasjoner for å robustgjøre anleggene og øke utvinningen av olje og gass på norsk sokkel.
Replaced a swivel The most extensive turnaround is being conducted on the Norne FPSO vessel in the Norwegian Sea. 
Bytter svivel Årets lengste revisjonsstans foregår på Norne-skipet i Norskehavet.
For the first time ever a swivel will be replaced offshore. 
For første gang skal en svivel byttes ut offshore.
This has previously only been done on vessels in dry-docks. 
Tidligere er dette bare gjort på fartøyer i dokk.
The new swivel will contain two extra tubings, which will increase the production capacity. 
Den nye svivelen skal inneholde to ekstra produksjonsrør, som vil gi økt produksjonskapasitet.
Swivel replacement is necessary in order to enable the Norne vessel to receive gas and condensate from the Alve field, scheduled to come on stream towards the end of the year. 
Svivelbyttet er nødvendig for at Norne-skipet skal kunne ta i mot gass og kondensat fra Alve, som etter planen skal starte produksjonen mot slutten av året.
The new swivel will also increase the production capacity and regularity from existing production wells. 
Den nye svivelen vil også øke produksjonskapasiteten og -regulariteten fra eksisterende produksjonsbrønner.
The turnaround is planned to last for one and a half month. 
Stansen er planlagt å vare i en og en halv måned.
Considerable maintenance work and modifications will be performed on the Statfjord C and Snorre A platforms as part of the Statfjord Late Life and Snorre Redevelopment Projects. 
Det skal også gjøres betydelig vedlikeholdsarbeid og modifikasjoner på Statfjord C og Snorre A, som en del av prosjektene Statfjord Senfase og Snorre Redevelopment.
Also the Kvitebjørn and Kristin platforms will conduct capacity upgrading work. 
Også Kvitebjørn og Kristin skal gjennomføre kapasitetsoppgraderinger.
Maintenance and necessary inspections will be performed on all installations where scheduled shutdowns take place. 
For alle innretningene som skal ha revisjonsstans skal det gjennomføres vedlikehold og nødvendige inspeksjoner.
Extensive scope of work A total of 270,000 man-hours will be performed offshore during the turnarounds. 
Stort arbeidsomfang Til sammen skal det utføres 270.000 timeverk offshore i de planlagte produksjonsstansene.
The work will be performed by employees both in StatoilHydro and the supply companies along the coast. 
Arbeidet vil utføres av ansatte både i StatoilHydro og i leverandørselskaper langs hele kysten.
”We have a long-term perspective for the development of our activities on the NCS and invest considerable amounts in maintenance and modifications aimed at increased robustness and improved oil and gas production from the fields we operate,” says Torstein Hole, the head of operations development, StatoilHydro. 
– Vi har et langsiktig perspektiv på utviklingen av vår virksomhet på norsk sokkel, og investerer betydelige beløp i vedlikehold og modifikasjoner for å robustgjøre anlegg og produsere mest mulig olje og gass fra feltene vi driver, sier Torstein Hole, leder for Driftsutvikling i StatoilHydro.
Turnarounds in StatoilHydro 2008 will affect the following platforms and facilities: Statfjord C, Snorre B, Gullfaks A, Gullfaks B, Brage, Visund, Njord, Melkøya LNG, Norne, Troll B, Troll C, Huldra, Snorre A, Troll A, Kvitebjørn, Heimdal, Vale, Vilje, Sleipner A, Sleipner B & T, Glitne, Åsgard B, Kristin, Mongstad 
Produksjonsstansene i 2008 vil påvirke følgende plattformer og anlegg: Statfjord C, Snorre B, Gullfaks A, Gullfaks B, Brage, Visund, Njord, Melkøya LNG, Norne, Troll B, Troll C, Huldra, Snorre A, Troll A, Kvitebjørn, Heimdal, Vale og Vilje, Sleipner A, Sleipner B & T, Glitne, Åsgard B, Kristin, Mongstad.
Table: Reduced production (liquid) per quarter boe/day The expected production loss to StatoilHydro related to turnarounds on the NCS in 2008 is 10.4 million barrels of oil equivalent (liquid production). 
Tabell: Produksjonsbortfall (væske) per kvartal foe/dag Forventet produksjonstap for StatoilHydro relatert til revisjonsstanser på norsk sokkel i 2008 er 10,4 millioner fat oljeekvivalenter (væskeproduksjon).
The estimates for production losses are included in StatoilHydro's production forecast for 2008 communicated at the Capital Market Day on 9 January 2008. 
Anslagene for produksjonstap er inkludert i StatoilHydros produksjonsprognose for 2008 som kommunisert på selskapets kapitalmarkedsdag 9. januar 2008.
The illustration shows the planned tie-in of Alve to Norne during the longest scheduled shutdown this year. 
Illustrasjonen viser hvordan Alve skal kobles opp mot Norne, i det som blir årets lengste revisjonsstans.
Tuesday 8 April was a red-letter day on the Gullfaks A platform in the North Sea. 
Tirsdag 8. april sto jubelen i taket på Gullfaks A-plattformen i Nordsjøen.
The most complicated well in StatoilHydro's history was successfully completed and hydrocarbons were flowing up through the well at 9910 metres. 
Den mest kompliserte brønnen i StatoilHydros historie sto ferdig og hyrdrokarbonene strømmet opp gjennom brønnen på 9910 meter.
This is thus the longest producing well in the world drilled from an offshore platform. 
Dette gjør den til verdens lengste produserende brønn fra en offshoreplattform.
Arne Sigve Nylund (Photo: Kim Laland) 
Arne Sigve Nylund (Foto: Kim Laland)
"This is a day of rejoicing both for Gullfaks and StatoilHydro. 
– Dette er en gledens dag for både Gullfaks og StatoilHydro.
We were aware of the risk that Gulltopp drilling from the platform might fail. 
Vi visste det var en mulighet for at Gulltopp-boringen fra plattformen rett og slett ikke ville lykkes.
This makes it extra great that we today have successfully completed the company's most demanding drilling operation," says Arne Sigve Nylund, the head of Operations West in StatoilHydro. 
Derfor er det desto mer tilfredstillende at vi i dag er i mål med selskapets mest krevende boreoperasjon, sier Arne Sigve Nylund, områdedirektør for Drift Vest i StatoilHydro.
The experience gained by StatoilHydro is very valuable to the further development of both remote prospects at Gullfaks and on other fields in the company's portfolio. 
Erfaringen StatoilHydro nå har opparbeidet seg, er svært verdifull i videreutviklingen av både andre fjerntliggende prospekter på Gullfaks og på andre felt i selskapets portefølje.
"The increased range that we now envisage for platform drilling opens up new perspectives for effective exploitation of existing infrastructure, and thus increased producing life," Nylund says. 
– Med den økte rekkevidden vi nå ser for oss for plattformboring, åpnes perspektiver for mer effektiv utnyttelse av eksisterende infrastruktur, og dermed også lengre levetid, sier Nylund.
The alternative to drilling this distance would be to locate a subsea template on the seabed. 
Alternativet til å bore hele denne distansen ville være å plassere en undervannstemplate på havbunnen.
This, however, would be far more expensive than drilling from an existing platform. 
Men dette ville bli mye dyrere enn å bore fra en eksisterende plattform.
The challenges underway made Gulltopp considerably more expensive than initially assumed. 
Utfordringene underveis gjorde at Gulltopp ble vesentlig dyrere enn først antatt.
But experience from the project is very valuable and will now be used for developing similar oil finds at a lower cost. 
Men erfaringene fra prosjektet er svært verdifulle og skal nå brukes til å bygge ut liknende oljefunn til en lavere pris.
StatoilHydro may thus save billions using this solution. 
StatoilHydro vil kunne spare milliardbeløp på å bruke denne løsningen.
Demanding job The drilling of Gulltopp has been a very demanding job that requires a go-ahead spirit, as well as innovation and perseverance. 
Krevende jobb Boringen av Gulltopp har vært en svært krevende jobb som krevde både pågangsmot, nytenking og utholdenhet.
The 10-kilometre drill pipe was controlled from the drilling rig at the sea surface. 
Én mil med borerør ble styrt fra boreriggen på havoverflaten.
It was run 150 metres down to the seabed, and then kilometre after kilometre through various types of rock strata. 
150 meter ned til havbunnen, og så kilometer på kilometer gjennom lag på lag av forskjellige bergarter.
The longer the drill pipe is, the more difficult it is to control the forces that are transferred to the drill bit down in the deep, thousands of metres away. 
Jo lenger borerøret er, jo vanskelige er det å styre hvor mye av kreftene som overføres til borekronen nede i dypet, tusenvis av meter unna.
This requires great attention and skills by personnel in charge of drilling. 
Og det krever stor oppmerksomhet og dyktighet fra de boreansvarlige.
"The Gulltopp well has been a great technological challenge, and was possible thanks to high professional skills among our own drilling and well personnel, in addition to crucial contribution by the involved suppliers," says Geir Slora, head of drilling and wells in StatoilHydro. 
– Gulltopp-brønnen har vært en stor teknologisk utfordring, og har vært mulig takket være høy faglig kompetanse blant vårt eget bore- og brønnpersonell, i tillegg til avgjørende bidrag fra alle involverte leverandører, sier Geir Slora, direktør for Boring og Brønn i StatoilHydro.
During traditional installation of casings the casing is filled with drilling mud and rubs against the well floor. 
Ved tradisjonell installasjon av fôringsrør er røret fylt med boreslam og skraper mot brønngulvet.
"There have been project delays due to subsurface conditions and demanding technical and operational challenges related to the well, brake system in the drilling rig and platform's power supply. 
– Det har vært forsinkelser i prosjektet grunnet undergrunnsmessige forhold og krevende tekniske og operasjonelle utfordringer med brønnen, bremsesystemet i boreriggen og plattformens kraftforsyning.
It has therefore been necessary to upgrade the brake system and power supply," Slora says. 
Av disse årsaker har det blant annet vært nødvendig å gjøre oppgraderinger på bremsesystem og kraftforsyningen, sier Slora.
Successful filling of air into the casing The working conditions below the seabed are always challenging. 
Vellykket med luftfylling av fôringsrør Arbeidsforholdene under havbunnen er alltid utfordrende.
The conditions are unstable, with varying pressure and mixture of rocks. 
Ustabile forhold med varierende trykk og blanding av bergarter.
For Gulltopp the conditions were even worse. 
For Gulltopp var forholdene enda verre.
This is an exceptionally shallow oil deposit. 
Oljen ligger uvanlig grunt.
For each metre to be drilled down, it was necessary to drill four metres horizontally. 
I snitt for hver meter som skulle bores nedover, måtte det bores fire meter bortover.
Most height meters must be used at the top of the well. 
Og de fleste høydemeterne må brukes øverst i brønnen.
In order to reduce the friction for Gulltopp the casing was instead filled with air. 
For å minske friksjon for Gulltopp ble røret isteden fylt med luft.
This makes the casing lighter, allowing it to be lifted from the bore hole floor. 
Dette gjør fôringsrøret lettere, slik at det løftes fra gulvet i borehullet.
(Drawings: Jan Ulriksen) 
(Tegninger: Jan Ulriksen)
When the well was drilled far enough into the seabed to be slanted, it must be drilled almost horizontally in order to hit the target. 
Da Gulltopp var kommet så langt ned i havbunnen at den kunne skrånes, måtte den bores nærmest horisontalt for å treffe.
Most of the well has a downward inclination of just seven degrees. 
Hoveddelen av brønnen heller bare sju grader nedover.
This poses great challenges with regard to the increasing friction between the drill strings and rocks underway when the well is extended. 
Dette gir store utfordringer med hensyn til den økende motstanden mellom borestrengen, såkalt friksjon, og bergartene underveis når brønnen forlenges.
The platform equipment has been reinforced several times during this process. 
Flere ganger underveis har utstyret på plattformen blitt forsterket.
But in order to drive the drill forward in the slack incline the friction in the well must be reduced. 
Men for å kunne drive boret framover i den slake hellingen måtte friksjonen i borehullet reduseres.
This was the key to success. 
Det ble nøkkelen til suksess.
StatoilHydro's longest well on stream on the Norwegian continental shelf 
StatoilHydros lengste brønn i produksjon på norsk sokkel
9 910 metres long down to 2 430 metres below the sea surface 
9.910 meter lang ned til 2.430 meter under havoverflaten
Gulltopp was drilled from the Gullfaks A platform in the North Sea outside Florø 
Gulltopp er boret fra Gullfaks A-plattformen i Nordsjøen, utenfor Florø
The oil and gas discovery was proven in 2002, and drilling started in April 2005 
Olje- og gassfunnet ble påvist i 2002, boringen startet april 2005
The recoverable resources are 4 million standard cubic metres of oil and 500 million standard cubic metres of gas 
Utvinnbare ressurser er 4 millioner standard kubikkmeter olje og 500 millioner standard kubikkmeter gass
The expected production plateau: 16 000 barrels of oil per day 
Forventet produksjonsplatå: 16.000 fat olje per dag
Licensees: StatoilHydro 70 percent, Petoro 30 percent 
Rettighetshavere: StatoilHydro 70 prosent, Petoro 30 prosent
Facts about Gulltopp: 
Fakta om Gulltopp:
Gulltopp will, together with other prospects in the area, secure continued Gullfaks operations towards 2030. 
Gulltopp skal sammen med andre prospekter i området sikre fortsatt drift av Gullfaks frem mot 2030.
An extensive plan for how to extend the life of the field, which came on stream back in 1986, has been developed. 
En omfattende plan foreligger nå for å sikre forlenget levetid for feltet som ble satt i drift allerede i 1986.
The drilling equipment on Gullfaks A must be reinforced several times in order to complete the record-long and almost horizontal well Gulltopp. 
Flere ganger måtte boreutstyret på Gullfaks A forsterkes for å kunne fullføre den rekordlange og nesten horisontale brønnen Gulltopp.
Positive results in Gamma and Natalia are also important contributions in evaluating the potential of equivalent structures in the area. 
Positive resultater i Gamma og Natalia er også viktig for å vurdere potensialet til tilsvarende strukturer i området.
"West Alpha" drilling rig (Photo: Moss Maritime) 
Boreriggen "West Alpha" (Foto: Moss Maritime)
Phasing in to Åsgard In connection with the development of the Natalia prospect the possibility of tieing the gas volumes to the Åsgard field will be considered. 
Innfasing til Åsgard I det videre arbeidet med Natalia blir det sett på muligheten for å knytte gassvolumene opp mot Åsgard-feltet.
The exploration well was drilled to a total depth of 3040 metres below sea level and was completed in rocks of early jurassic age. 
Letebrønnen ble boret til et totalt dyp på 3040 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av tidlig jura alder.
Data gathering The well has not been formation tested, but comprehensive data collection and sampling have been carried out, including core drilling and fluid sampling. 
Datainnsamling Brønnen er ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking, inkludert kjerneboring og fluidprøver.
Drilling on the Natalia prospect was carried out by the The West Alpha semi-submersible drilling rig. 
Den halvt nedsenkbare boreriggen "West Alpha" har boret på Natalia-prospektet.
The well will be plugged and abandoned and the rig will continue to the StatoilHydro-operated licence 348 in the Norwegian Sea to drill a new exploration well. 
Brønnen blir plugget og forlatt, og riggen fortsetter til lisens 348 i Norskehavet der den skal bore en ny letebrønn med StatoilHydro som operatør.
The partners in exploration licence 263, where drilling of exploration well 6507/11-9 in the Natalia prospect has been completed, are: StatoilHydro ASA (operator) (70%), Bayerngas Norge AS (30%). 
Rettighetshavere for utvinningstillatelse 263, der boringen av letebrønn 6507/11-9 på Natalia-prospektet er avsluttet: StatoilHydro ASA (operatør) (70 prosent), Bayerngas Norge AS (30).
Exploration activities in the area have so far this year given good results, such as the Natalia, Gamma and Marulk (partner-operated) finds. 
Leteaktiviteten i området har så langt i år gitt gode resultat med funnene Natalia, Gamma og Marulk (partneroperert).
The trade has been made trough DnBNOR Markets. 
Handelen er gjort med DnBNOR som megler.
Bought 
Kjøp 15. april
7614 
7614
Eidar Sætre 
Eidar Sætre
2348 
2348
5231 
5231
2314 
2314
6895 
6895
3509 
3509
6248 
6248
2679 
2679
7080 
7080
Tore Torvund 
Tore Torvund
2411 
2411
35779 
35779
Morten Ruud 
Morten Ruud
1649 
1649
6736 
6736
Hilde Aasheim 
Hilde Aasheim
1825 
1825
1942 
1942
2166 
2166
3597 
3597
1355 
1355
4006 
4006
1135 
1135
2670 
2670
4979 
4979
Number of aquired shares and their new total share holding are listed in the table below. 
Antall kjøpte aksjer og deres nye beholdning framgår av tabellen nedenfor.
"Gamma Main Statfjord is an important part of the further development of the Oseberg area and will contribute significantly to the production in the next few years. 
– Gamma Main Statfjord er en viktig del av videreutviklingen av Oseberg-området og gir et viktig produksjonsbidrag de nærmeste årene.
I am very pleased that the field is now on stream, only eighteen months after the discovery,” says Morten Mikkelsen, acting head of operations for the Oseberg area. 
Jeg er veldig fornøyd med at produksjonen nå er i gang, kun halvannet år etter funn, sier Morten Mikkelsen, fungerende driftsdirektør for Oseberg-området.
The deposit in the Gamma Main structure in the Statfjord formation is one of several small-size discoveries to be put on stream in the Oseberg area in 2008 and 2009. 
Forekomsten i strukturen Gamma Main i Statfjord-formasjonen er ett av flere mindre funn som blir satt i produksjon i Oseberg-området i 2008 og 2009.
They will in combination contribute significantly to increased StatoilHydro oil production. 
Til sammen gir funnene viktige bidrag til økt oljeproduksjon for StatoilHydro.
Initially producing 13 000 oil barrels per day the production from Gamma Main Statfjord will drop after a couple of years. 
I begynnelsen vil Gamma Main Statfjord produsere om lag 13.000 oljefat om dagen, men etter et par år vil produksjonen synke.
The well is expected to remain on stream for 15 years. 
Brønnen er forventet å produsere i 15 år.
The drilling of an injector has just started. 
Boring av en injeksjonsbrønn har nettopp startet.
The injector will provide pressure support as the reservoir is being depleted. 
Den skal bidra med trykkstøtte etter hvert som reservoaret tømmes.
Drilling in the area that has now come on stream was initially performed back in 1982. 
Allerede i 1982 ble det boret i området som nå er satt i produksjon.
The potential was great, but the exploration well struck nothing but water. 
Potensialet var stort, men letebrønnen traff bare vann.
The G & G community has been eager to drill a new well in a different part of the structure since then. 
Helt siden den gang har fagmiljøet ønsket å bore en ny brønn, på et annet sted i strukturen.
When an injector was planed for the neighbouring Gamma West, the geophysicist Helge Rutledal seized the opportunity. 
Da en injeksjonsbrønn ble planlagt til Gamma Vest, like i nærheten, grep geofysiker Helge Rutledal sjansen.
And, deep down in the Statfjord formation the drill string struck an 84-metre thick isolated oil column. 
Og nede i dypet av Statfjord-formasjonen traff borestrengen en 84 meter tykk, isolert oljekolonne.
Oil deposit west of the Oseberg field centre that has now come on stream. 
Oljeforekomst vest for Oseberg feltsenter som nå er satt i produksjon
The selected development concept is a 6 850-metre production well supported by an injector, which is now being drilled. 
Funnet bygges ut med en produksjonsbrønn på 6.850 meter og en injeksjonsbrønn som er under boring
The recoverable reserves total 21 million barrels of oil and 770 million standard cubic metres of gas. 
Utvinnbare reserver er 21 millioner fat olje, og 770 millioner standard kubikkmeter med gass
The well that has now come on stream on the Oseberg field is expected to produce oil for 15 years. 
Brønnen som nå er satt i produksjon på Oseberg-feltet forventes å produsere olje i 15 år.
It is probably the best website ever developed by a Norwegian enterprise," says Arve Stølann. 
Sannsynligvis det beste nettstedet som noen gang har vært laget av en norsk virksomhet, sier Arve Stølann.
Statement by the judging panel: This is a very extensive website with a lot of information, at the same time as it is well and logically structured. 
Juryens uttalelse: Dette er et svært omfattende nettsted med ekstremt mye info som samtidig er godt og logisk oppbygd.
It is very well planned and implemented - down to the smallest detail. 
Det hele fremstår som meget godt planlagt og gjennomført – helt ned til minste detalj.
Kjetil Undhjem (Photo: Øyvind Hagen) 
Kjetil Undhjem (Foto: Øyvind Hagen)
"StatoilHydro.com was set up as a merger project with people both from Hydro and Statoil. 
– StatoilHydro.com ble satt opp tidlig som fusjonsprosjekt, med folk fra både Hydro og Statoil.
It ended up as Norway's best website - this is a fantastic merger story," Undhjem declares. 
Resultat ble altså Norges beste nettside – det er en fantastisk fusjonshistorie, erklærer Undhjem.
Impressed by the information volume StatoilHydro.com contains several thousand individual pages with news and facts, and attracts visitors from all over the world. 
Stor informasjonsmengde StatoilHydro.com inneholder flere tusen enkeltsider med nyheter og faktainformasjon og har besøkende fra hele verden.
The great idea behind the website is to create an effective and dynamic communication channel for the users, particularly through good design and user experience. 
Kongstanken for nettstedet er å skape en effektiv og dynamisk kommunikasjonskanal til brukerne, særlig gjennom god design og fokus på brukeropplevelse.
"This is a website that is easy to find and the information volume is impressive. 
– Det er et nettsted som det er lett å finne fram på, og informasjonsmengden er imponerende stor.
This is an impressive piece of work performed after the merger. 
Det er et imponerende stykke arbeid som er gjort etter fusjonen.
"This is simply an impressive website. 
– Dette er rett og slett et imponerende nettsted.
Bought 
Kjøp
8 247 
8 247
5 491 
5 491
7 236 
7 236
3 785 
3 785
6 537 
6 537
7 340 
7 340
36 217 
36 217
3 873 
3 873
4 202 
4 202
2 843 
2 843
5 172 
5 172
Benedikte Bjøn 
Benedikte Bjøn
312 
312
2 679 
2 679
Geir Nilsen 
Geir Nilsen
Ragnar Per Fritsvold 
Ragnar Per Fritsvold
87608 
87608
3 683 
3 683
91 291 
91 291
Following this, the share saving plan has 2 373 463 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 2 373 463 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares in accordance with their saving plan 2008 to an average price of NOK 168.10. 
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedstående primærinnsidere fått tildelt bonus aksjer i forhold til aksjespareprogrammet 2008 til gjennomsnittlig pris 168,10.
(OSE:STL, NYSE:STO) These changes involve both a pay adjustment and the establishment of an annual bonus plan. 
(OSE:STL, NYSE: STO) Endringen innebærer både en lønnsregulering og etablering av en årlig bonusordning.