natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Torolf Christensen, (left), head of the Aasta Hansteen field development, Bård Anders Langø, mayor of Alstahaug, Marianne Bremnes, mayor of Harstad, Arve Knutsen, executive of economic development, Nordland county, Henrik Johansen, managing director of Rana Utviklingsselskap, Yngve Vassmyr, general manager of Subsea7, Tromsø, and Hans Jakob Hegge, Statoil’s senior vice president, Operations North. 
Fra venstre: direktør for Aasta Hansteen feltutvikling, Torolf Christensen, ordfører i Alstahaug Bård Anders Langø, ordfører i Harstad, Marianne Bremnes, fylkesråd for næring i Nordland, Arve Knutsen, administrerende direktør for Rana Utviklingsselskap, Henrik Johansen, daglig leder for Subsea 7 i Tromsø, Yngve Vassmyr, og direktør for Drift Nord i Statoil, Hans Jakob Hegge.
Group photo from the Momek facility - see caption in the news article. 
Gruppebilde hos Momek - navn i bildetekst.
Momek is building 35 suction anchors for Subsea 7 for the Aasta Hansteen project. 
Momek bygger 35 sugeankre for Subsea 7 til Aasta Hansteen-prosjektet.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,870,902 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.870.902 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 158.06 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 158,06 kroner.
Following this, the share saving plan has 7,566,633 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 7.566.633 aksjer.
Skrugard and Havis opened a new petroleum province in the Barents Sea and created a basis for the Johan Castberg field development project. 
Skrugard og Havis åpnet en ny petroleumsprovins i Barentshavet, og dannet grunnlaget for feltutbyggingsprosjektet Johan Castberg.
Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway. 
Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
In 2013 Statoil launched a targeted exploration campaign around the Johan Castberg field in order to clarify additional oil potential in the area and make the development project more robust. 
I 2013 lanserte Statoil en målrettet letekampanje rundt Johan Castberg-feltet for å avklare ytterligere oljepotensial i området, og gjøre utbyggingsprosjektet mer robust.
The exploration campaign comprises five prospects, and Kramsnø was the fourth of those. 
Letekampanjen omfatter fem prospekter, og Kramsnø var den fjerde av disse.
«We are approaching the end of the current drilling program around the Johan Castberg field. 
– Vi nærmer oss avslutningen av denne letekampanjen rundt Johan Castberg-feltet.
Unfortunately, out of the four wells drilled to date only one has resulted in an oil discovery. 
Av de fire brønnene som er boret hittil er det dessverre bare én som har ført til oljefunn.
The last prospect we will test in this exploration campaign is Drivis, and we will commence drilling operations right after the completion of Kramsnø,” says Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway. 
Det siste prospektet vi skal teste i letekampanjen er Drivis, og vi starter boringen rett etter at vi har fullført Kramsnø, sier Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
Rummelhoff explains that the Johan Castberg area has a diverse range of potential prospects. 
Rummelhoff forklarer at Johan Castberg-området har et variert utvalg av mulige prospekter.
The exploration campaign has been designed to embrace this diversity and get the best possible understanding of the total resource base in the area. 
Letekampanjen ble utformet for å dekke dette mangfoldet og gi en best mulig forståelse av det samlede ressursgrunnlaget i området.
The prospects selected for the campaign test different play models in varied geological settings and are independent of each other. 
Prospektene som er valgt ut for kampanjen tester forskjellige letemodeller og geologiske formasjoner og er uavhengige av hverandre.
They were also large enough to have an impact on the development solution. 
De var også store nok til å kunne påvirke utbyggingsløsningen.
“The exploration campaign is serving its purpose of maximising our knowledge of the area, but has not provided the additional resources we hoped for. 
– Letekampanjen tjener hensikten med å gi oss mest mulig informasjon om området, men har ikke gitt oss det ytterligere ressursgrunnlaget vi håpet på.
This makes it even more important to improve the development concept and reduce investments,” says Erik Strand Tellefsen, vice president field development northern Norway. 
Det gjør det enda viktigere å forbedre utbyggingskonseptet og redusere investeringene, sier Erik Strand Tellefsen, direktør for feltutvikling i Nord-Norge.
The licence partners are Eni Norge AS (30%) and Petoro AS (20%). 
De andre rettighetshaverne er Eni Norge AS (30 prosent) og Petoro AS (20 prosent).
For further details on the results of exploration well 7220/4-1 in the Kramsnø prospect, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >> 
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 7220/4-1 i Kramsnø-prospektet henviser vi til pressemelding fra Oljedirektoratet (OD) >>
Map of the Kramsnø prospect GIF 345 kB 
Kart over Kramsnø-prospektet GIF 351 kB
In 2011-2012 Statoil made a breakthrough in the Barents Sea with two high impact oil discoveries Skrugard and Havis, proving a total of 400-600 million barrels of recoverable oil. 
I 2011-2012 hadde Statoil et gjennombrudd i Barentshavet med de to «high impact»-funnene Skrugard og Havis, som påviste i alt 400-600 millioner fat utvinnbar olje.
A joint acquisition of data will also limit any possible negative consequences for the fishing industry. 
En felles datainnsamling vil også redusere mulige ulemper for fiskerinæringen.
The recently opened southeastern Barents Sea is part of the 23rd licensing round on the Norwegian continental shelf in 2014. 
Det nylige åpnede Barentshavet Sørøst er med i 23. konsesjonsrunde for norsk sokkel i 2014.
At the request of the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (OED), the Norwegian Oil and Gas Association launched an initiative for a joint project relating to acquiring 3D seismic data from blocks in this area. 
På oppfordring fra Olje- og energidepartementet (OED) tok Norsk olje og gass initiativ til et felles prosjekt for innhenting av seismiske 3D-data fra blokkene i dette området.
Statoil took on the operator role for the acquisition. 
Statoil tok på seg operatørrollen for innsamlingen.
On 10 December last year, 17 companies joined the project as early participants. 
10. desember gikk 17 selskaper inn i prosjektet som tidlige deltakere.
A further 16 companies followed suit after the OED on 14 February circulated a proposal regarding block announcements for public consultation. 
Nå har ytterligere 16 selskaper sluttet seg til etter at OED 14. februar sendte forslag om blokker til utlysning på offentlig høring.
A doubling of the number of companies in the project shows that the initiative enjoys solid industry support. 
Et doblet antall selskaper i prosjektet viser at initiativet har solid støtte i industrien.
It is a project that will further reduce costs while ensuring good quality data by utilising the companies’ concerted competencies. 
Dette tar kostnadene ytterligere ned og sikrer høy datakvalitet gjennom å utnytte selskapenes samlede kompetanse.
In March the project will announce the awarding of contracts and present further plans for the acquisition. 
Prosjektet vil i mars kunngjøre tildeling av kontrakter og presentere planer framover for innsamlingsarbeidet.
List of companies participating in the project: 
Oversikt over deltakende selskaper i prosjektet:
Early participants: 
Tidlige deltakere:
New participants: 
Nye deltakere:
BG Norge Exploration Limited NUF 
BG Norge Exploration Limited NUF
Explora Petroleum AS 
Explora Petroleum AS
INPEX 
INPEX
Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC) 
Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC)
Illustration of seismic acquisition. 
Illustrasjonsfoto av seismikkinnhenting.
Øystein Michelsen, Statoil’s Tanzania country manager. 
Øystein Michelsen, Statoils landsjef i Tanzania.
The drill stem test operation was performed through a re-entry in the Zafarani-2 well, in 2,400 metres water depth and approximately 80 kilometres off the coast of southern Tanzania. 
Operasjonen ble gjennomført i Zafarani-2-brønnen på 2400 meters havdyp, om lag 80 kilometer utenfor den sørlige kysten av Tanzania.
“The ongoing appraisal programme is crucial to firm up the design and development basis for bringing gas to shore and a first phase onshore LNG project in Tanzania,” says Øystein Michelsen, Statoil’s Tanzania country manager. 
– Det pågående avgrensningsprogrammet er avgjørende for å klargjøre grunnlaget for å kunne utvikle offshore gassressursene og første fase av et LNG-anlegg i Tanzania, sier Øystein Michelsen, Statoils landsjef i Tanzania.
The Zafarani-2 well test announcement follows the Mronge-1 discovery made in December 2013, which was the fifth discovery in Block 2 and brought the natural gas in place volumes up to 17-20 trillion cubic feet (Tcf)*. 
Testprogrammet på Zafarani-2 etterfølger det femte gassfunneet i blokk 2, Mronge 1, som ble offentliggjort i desember 2013, noe som økte de samlede påviste tilstedeværende volumene i Blokk 2 til 17-20 billioner kubikkfot (Tcf).
(*1 Tcf =180 million barrels of oil equivalent) 
(* 1TCF=180 millioner fat oljeekvivalenter)
Map of Block 2 in Tanzania PDF 4 MB 
Kart over Blokk 2 i Tanzania PDF 4 MB
The data acquired is important to reduce technical uncertainties in a possible future Tanzania offshore and LNG development. 
Datainnsamlingen er viktig for å redusere tekniske usikkerheter ved en mulig framtidig offshore- og LNG-utbygging i Tanzania.
The proposal for the allocation of net income, including distribution of a dividend of NOK 2.85 per share to persons who were shareholders on 7 May 2002 was also resolved, with payments starting on 28 May 2002. 
Forslag til anvendelse av overskudd, herunder utdeling av utbytte på 2,85 kroner per aksje til dem som var aksjonærer per 7. mai i år med utbetaling fra 28. mai 2002, ble også vedtatt.
Statoil’s ordinary shares listed on the Oslo Stock Exchange will be quoted ex dividend as of 8 May 2002. 
Statoils ordinære aksje notert på Oslo Børs blir notert eksklusive utbytte fra og med 8. mai 2002.
American Depository Shares (ADS) listed on the New York Stock Exchange were quoted ex dividend on 3 May 2002. 
American Depository Shares (ADS) notert på New York Stock Exchange ble notert eksklusive utbytte den 3. mai 2002.
The following persons were elected as new members of the corporate assembly: Kjell Bjørndalen, Kirsti Høegh Bjørneset, Erlend Grimstad, Gunnar Mathisen, Wenche Meldahl, Anita Roarsen, Asbjørn Rolstadås and Anne Cathrine Slungård. 
Følgende personer ble valgt som nye medlemmer av bedriftsforsamlingen: Kjell Bjørndalen, Kirsti Høegh Bjørneset, Erlend Grimstad, Gunnar Mathisen, Wenche Meldahl, Anita Roarsen, Asbjørn Rolstadås, Anne Cathrine Slungård.
Greger Mannsverk, Anne Britt Norø and Halvor Stenstadvold were elected as deputy members. 
Greger Mannsverk, Anne Britt Norø og Halvor Stenstadvold ble valgt som varamedlemmer.
The proposal to amend the company’s articles of association § 11, on the establishment of an election committee, was considered and passed. 
Foreslått endring av selskapets vedtekter § 11 om etablering av valgkomité ble vedtatt.
Jens Ulltveit-Moe and Ole Anders Lindseth were elected as members of the election committee by the AGM. 
Generalforsamlingen valgte Jens Ulltveit-Moe og Ole Anders Lindseth til valgkomiteen.
Contact persons : 
Kontaktpersoner :
The annual general meeting (AGM) in Statoil ASA resolved today, 7 May 2002, to adopt the annual report and accounts for 2001 as proposed by the board of directors. 
Generalforsamlingen i Statoil ASA vedtok i dag, 7. mai 2002, styrets forslag til årsregnskap og årsberetning for 2001.
Statoil will sublease the rig, which has finished drilling the production wells on Sleipner West. 
Statoil skal framleie boreriggen, som er ferdig med å bore produksjonsbrønner på Sleipner Vest.
The contract with Elf is for 280 days. 
Avtalen med Elf går over 280 dager.
There then remains about one year of the hire contract with rig owner Smedvig. 
Deretter gjenstår om lag ett år av leieavtalen som er inngått med riggeier Smedvig.
West Epsilon has been specially adapted to operate on the well head platform Sleipner B on the Sleipner West field. 
West Epsilon har vært spesialtilpasset for å operere i tilknytning til brønnhodeplattformen Sleipner B på Sleipner Vest-feltet.
Before the rig leaves the field, the derrick will be skidded back from Sleipner B on to West Epsilon. 
Før riggen forlater feltet, skal boretårnet skiddes tilbake fra Sleipner B til West Epsilon.
The rig will then be jacked down to sea level. 
Deretter skal riggen jekkes ned til havoverflaten.
The legs will be released from the seabed before the rig is towed ashore by two tugs. 
Beina skal frigjøres fra havbunnen før riggen taues til land av to slepebåter.
Both operations set strict requirements to weather conditions. 
Begge operasjonene stiller strenge krav til værforholdene.
On land, the rig will be prepared for the assignment on the Frøy field, which has a similar well head platform to Sleipner West. 
I land skal riggen klargjøres for oppdraget på Frøy-feltet, som har en tilsvarende brønnhodeplattform som Sleipner Vest.
Statoil will carry out an turnaround on both Sleipner West and Sleipner East when West Epsilon is moved. 
Statoil gjennomfører en revisjonsstans på både Sleipner Vest og Sleipner Øst når West Epsilon flyttes.
The turnaround came into effect on Saturday 31 March. 
Revisjonsstansen begynte lørdag 31. mars.
According to installation manager Einar Holmemo on Sleipner A, it will last eight days on Sleipner East (the A platform) and nine days on Sleipner West (T and B platforms). 
Ifølge plattformsjef Einar Holmemo på Sleipner A skal den vare i åtte dager på Sleipner Øst ( A-plattformen) og ni dager på Sleipner Vest ( T- og B-plattformene).
One of the major tasks is to replace the flare nozzles on the flare booms on Sleipner A and Sleipner T with new nozzles. 
En større arbeidsoperasjon er å skifte ut fakkeltippene av flammetårnene på Sleipner A og Sleipner T med nye.
The work of moving the drilling rig West Epsilon from Sleipner West in the North Sea to the Elf operated Frøy field in the Frigg area has begun. 
Arbeidene med å flytte boreriggen West Epsilon fra Sleipner Vest i Nordsjøen til det Elf-opererte Frøy-feltet i Frigg-området er begynt.
Statoil is the operator for a project for joint acquisition of seismic 3D data from these areas with 33 participating oil companies. 
Statoil er operatør for et prosjekt bestående av 33 oljeselskaper som har gått sammen om en felles innhenting av seismiske 3D-data i disse områdene.
The surveys will commence in April and continue throughout the second and third quarter this year, with subsequent processing of data until the summer of 2015. 
Innsamlingsarbeidet vil begynne i april og foregå gjennom andre og tredje kvartal 2014, med påfølgende prosessering av data fram til sommeren 2015.
The objective of the project is to acquire 3D data as preparation for applications to the 23rd round in a resource-efficient manner. 
Målsettingen med prosjektet er å samle inn 3D-data som grunnlag for utarbeidelse av søknader til 23. runde på en ressurseffektiv måte.
A coordinated project gives very low acquisition costs and ensures high data quality by utilising the companies’ collective professional expertise within geological understanding and seismic acquisition and processing. 
Et samordnet prosjekt gir svært lave innsamlingskostnader og sikrer høy datakvalitet ved at en vil kunne benytte seg av selskapenes samlede faglige kompetanse innenfor geologisk forståelse og seismisk innsamling og prosessering.
The surveys will utilise broadband technology, which means one can expect better resolution on the seismic data and hence a more detailed interpretation of the subsurface. 
Datainnsamlingen vil foregå ved bruk av bredbåndsteknologi, som gjør at en kan forvente høyere oppløsning på de seismiske dataene og dermed en mer detaljert tolkning av undergrunnen.
From December 2013: A/S Norske Shell 
Fra desember 2013: A/S Norske Shell
From February 2014: Bayerngas Norge AS 
Fra februar 2014: Bayerngas Norge AS
Map Barents seismic GIF 587 kB 
Kart Barents-seismikk GIF 587 kB
Hailing from the Azeri-Chirag field operated by the Azerbaijan International Operating Company (AIOC) in the Caspian, this oil is the fifth cargo taken from the western pipeline. 
Oljen kommer fra det AIOC-opererte Azeri/Chirag-feltet i Kaspihavet.
BP Amoco loaded the first consignment at Supsa on 7 April. 
Den første oljelasten var BP Amocos, og ble lastet 7. april.
Finanstilsynet has identified three issues where it considers Statoil’s practice not to be in accordance with International Financial Reporting Standards (IFRS). 
Finanstilsynet har pekt på tre forhold der deres vurdering er at Statoils praksis ikke har vært i samsvar med internasjonale regnskapsstandarder (IFRS).
Statoil’s view is that the company’s practice has been in line with IFRS. 
Statoils vurdering er at selskapets praksis har vært i tråd med IFRS.
Having considered the three issues, Statoil has nevertheless decided to adapt its future practices in line with Finanstilsynet’s view for two of the issues, as Statoil considers Finanstilsynet’s view also to reflect an acceptable solution. 
Basert på en vurdering av de tre forholdene har Statoil likevel valgt å ta Finanstilsynets synspunkter til følge for to av forholdene, og vil legge dette til grunn for selskapets videre praksis, da Statoil anser at finanstilsynets vurdering også er en akseptabel løsning.
Statoil will appeal the third issue to the Ministry of Finance. 
Det tredje forholdet vil Statoil påklage til Finansdepartementet.
Both the current auditor (KPMG), and the auditor in the period up to and including 2011 (EY), concurred with Statoil’s assessments as part of their audits of the financial statements. 
Både nåværende revisor (KPMG) og revisor i perioden opp til og med 2011 (EY) støtter Statoils vurderinger som en del av deres revisjon knyttet til alle tre forhold som er identifisert.
The changes following from Finanstilsynet’s evaluation of the two issues that Statoil is taking note of, will be reflected in the accounts for 2013. 
Endringene som følger av Finanstilsynets konklusjoner for de to forholdene som Statoil tar til etterretning vil bli reflektert i 2013-regnskapet.
These relate to the calculation of value in use estimates applied for impairment purposes and the definition of cash generating units. 
Disse forholdene gjelder tilnærming til verdsetting i nedskrivingstester og valg av kontantstrømgenererende enheter.
Statoil has assessed the impact of the two issues on its previously published financial statements in accordance with IAS 8, and has concluded that the issues in sum are not material for the historical periods in question. 
Statoil har vurdert effektene av de to forholdene for tidligere avgitte regnskaper i tråd med IAS 8, og konkludert med at forholdene i sum ikke er vesentlige for de historiske periodene.
Finanstilsynet’s conclusions regarding these issues will consequently not result in any changes to previously published accounts. 
Tilsynets konklusjoner for forholdene vil derfor ikke medføre endringer i tidligere avgitte regnskaper.
The two issues for which Statoil will adopt Finanstilsynet’s interpretation are: 
De to forholdene der Statoil vil legge Finanstilsynet tolkning til grunn er:
The use of reliability intervals in impairment tests. 
Bruk av pålitelighetsintervall i nedskrivningstester.
There is an inherent uncertainty related to several parameters that determine the valuation of Statoil’s assets. 
Det er naturlig usikkerhet rundt en rekke parametere i verdsettelsen av Statoils eiendeler.
In order to ensure an objective and systematic practice, Statoil has, in line with economic valuation theory, applied a reliability interval in connection with impairment tests. 
For å sikre en objektiv tilnærming og systematisk praksis har Statoil, med forankring i økonomisk verdsettelsesteori, hensyntatt dette gjennom å benytte et pålitelighetsintervall i forbindelse med nedskrivningstester.
Finanstilsynet is of the opinion that this practice is not in accordance with IFRS. 
Finanstilsynet mener denne praksisen ikke er i tråd med IFRS.
As a consequence, Statoil has discontinued this approach to valuation. 
Statoil har derfor avsluttet denne verdsettelsestilnærmingen og vil også legge dette til grunn for videre rapportering.
Identification of a cash generating units relating to onshore activities in the US. 
Valg av antall kontantstrømgenererende enheter knyttet til den landbaserte aktiviteten i USA.
Unconventional oil and gas resources often cover an extensive geographical area. 
Ukonvensjonelle olje- og gassressurser er ofte spredt over et stort geografisk område.
A principal question is therefore if, and when, it is required to divide such resources into smaller cash generating units for impairment testing purposes. 
Et prinsipielt spørsmål er derfor om, og eventuelt når, det er påkrevd å dele dette i mindre vurderingsenheter.
The dialogue between Finanstilsynet and Statoil has focused on the Marcellus play in the US. 
Utgangspunktet for dialogen mellom Finanstilsynet og Statoil har vært Marcellusfeltet i USA.
Statoil has treated Marcellus as one cash generating unit, in line with established industry practice, and reflecting the early phase of development for the areas in question. 
Statoils behandling av Marcellus som én enhet er i tråd med etablert industripraksis, og gjenspeiler den tidlige fasen av utbygging i de aktuelle områder.
Finanstilsynet is of the opinion that Marcellus should be split into more than one cash generating unit, and Statoil has changed its accounting approach in this matter. 
Tilsynet mener Marcellus skal deles i mer enn én kontantstrømgenererende enhet, og Statoil har lagt til grunn en endret tilnærming på dette området.
The third issue relates to the timing of provision for a contract for import capacity for LNG to the US. 
Det tredje forholdet gjelder tidfesting for en regnskapsmessig avsetning, gjennomført for en kontrakt for importkapasitet for LNG til USA.
The evaluation of the precise timing of the provision has been complex, and Statoil has discussed this matter thoroughly with its auditors (KPMG and EY) in order to ensure correct treatment in the historical periods in question. 
Vurderingen av tidspunkt for avsetning har vært kompleks, og Statoil har diskutert sakene grundig med sine revisorer (KPMG og EY) for å sikre korrekt behandling i de aktuelle historiske perioder.
The provision was reflected in the financial statements in the first quarter of 2013. 
Avsetningen ble reflektert i regnskapet i første kvartal 2013.
Finanstilsynet believes it should have been recognised in an earlier period. 
Finanstilsynet mener den burde vært reflektert i en tidligere periode.
Statoil will file an appeal with the Ministry of Finance for this part of Finanstilsynet’s decision. 
Statoil vil påklage tilsynets vedtak på dette punkt til Finansdepartementet.
Statoil will also request a stay. 
Statoil vil be om oppsettende virkning.
Statoil’s equity as of 2013 will not be impacted by the outcome of the appeal. 
Egenkapitalen ved utgangen av 2013 vil være upåvirket av utfallet av klagebehandlingen.
If the appeal is not successful, Statoil’s net income for 2013 will be improved with a corresponding negative impact in previous periods. 
Dersom en klage ikke fører frem vil resultatet for 2013 styrkes, mens det vil svekkes tilsvarende for tidligere perioder.
In its dialogue with Finanstilsynet, Statoil has described the thorough and professional assessments on which the company has based its practice. 
Statoil har i dialogen med Finanstilsynet redegjort for de grundige og profesjonelle vurderinger selskapet har lagt til grunn.
Common to all three issues is the fact that they relate to the valuation of non-financial assets. 
Felles for alle de tre forholdene er at de knytter seg til vurdering av ikke-finansielle eiendeler.