natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The CO2 emitted from oil and gas production on the NCS is about half of the average in the global oil and gas industry. 
Norsk sokkel produserer olje og gass med CO2-utslipp som er ca halvparten av snittet i bransjen internasjonalt.
Norway is leading the industry when it comes to climate change solutions and technologies for oil and gas production and has the most stringent framework conditions for climate change. 
Norge er ledende når det gjelder klimaløsninger og teknologier for olje- og gassproduksjon og har de strengeste rammebetingelsene for klima.
Arne Sigve Nylund, executive vice president for Development and Production Norway (DPN). 
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og Produksjon Norsk Sokkel (UPN).
“Based on Norway’s position as a carbon-efficient oil and gas producer combined with the Paris agreement I am optimistic about the future, both with regard to the climate change challenge and Statoil’s future,” says Nylund. 
– Norges utgangspunkt som karboneffektiv produsent av olje- og gass kombinert med Paris-avtalen gjør at jeg ser optimistisk på fremtiden, både med tanke på klimautfordringen og Statoils fremtidige virksomhet, sier Nylund.
Even with a sharp increase in renewable energy most forecasts show that oil and gas will account for a substantial share of the world’s energy mix beyond 2050. 
Selv med rask økning i ny fornybar energi viser de fleste prognoser at olje og gass vil utgjøre en betydelig andel av verdens energimiks utover 2050.
In order to compensate for dropping global production from existing fields, this will require considerable investments in new oil and gas production volumes. 
For å oppveie for fallende global produksjon fra eksisterende felt, vil det kreves betydelige investeringer i ny olje- og gassproduksjonsvolum.
It is important to lead the industry when it comes to low emissions in order to ensure production on the NCS in the long term. 
Det er viktig å være ledende når det gjelder lave utslipp for å sikre langsiktigheten til norsk sokkel.
“Statoil has been working systematically over many years to reduce the emission of greenhouse gases. 
– Statoil har gjennom mange år arbeidet systematisk med å redusere utslipp av klimagasser.
This work will be intensified in the future. 
Dette arbeidet vil vi intensivere fremover.
The specific, extensive reduction targets we present today together with other companies on the NCS represent a milestone and an important building block in the long-term strategic climate change work,” says Bjørn Otto Sverdrup, Statoil’s senior vice president for sustainability. 
At vi i dag sammen med andre selskap på norsk sokkel presenterer konkrete og omfattende reduksjonsmål for petroleumsvirksomheten er en milepæl og en viktig byggesten i det langsiktige strategiske klimaarbeidet, sier direktør for bærekraft, Bjørn Otto Sverdrup.
Bjørn Otto Sverdrup, Statoil’s senior vice president for sustainability. 
Bjørn Otto Sverdrup, direktør for bærekraft.
Statoil emphasises that continued good teamwork between government authorities, oil companies, suppliers, research institutions and academic communities is essential to a successful result, focusing on certain basic preconditions: 
Statoil peker på viktigheten av å videreføre det gode samarbeidet mellom myndigheter, oljeselskaper, leverandører, forskningsinstitusjoner og akademia for å lykkes og er opptatt av noen grunnleggende forutsetninger:
Actions must result in genuine, lasting reductions in emissions, CO2 knows no borders 
tiltak må gi reelle og varige utslippsreduksjoner, CO2 kjenner ingen landegrenser
Special actions in Norway must be carefully considered, ensuring that they result in genuine emission reductions, and that we do not establish framework conditions that reduce the competiveness of the NCS. 
særegne tiltak i Norge må utredes nøye for å sikre at de gir reelle utslippsreduksjoner, og at det ikke etableres rammevilkår som reduserer norsk sokkel sin konkurransekraft
Technology development and cost reductions 
Teknologiutvikling og kostnadsreduksjoner
Statoil advocates a broad approach to the opportunities that exist for the development of low-emission technology for oil and gas production. 
Statoil ønsker en bred tilnærming til mulighetsrommet som finnes for utvikling av lavutslippsteknologi når det gjelder produksjon av olje og gass.
Successful achievement of the goal will depend on the costs associated with the development and use of new technology. 
Kostnadene forbundet med å utvikle og ta i bruk ny teknologi vil være avgjørende for å klare å levere på målsettingen.
But this was also true in 2008, when we set ourselves a stretch target for 2020 which we have already achieved. 
Men det gjorde vi heller ikke i 2008 da vi satte oss strekkmål for 2020 som vi allerede har nådd.
Technology development and cost reductions will be essential to a successful outcome,” Nylund says. 
Teknologiutvikling og kostnadsreduksjoner kommer til å være helt sentralt for å lykkes, sier Nylund.
Our sustainability page 
Vår bærekraft-side
The agreements cover two blocks in the Guyana basin: 
Avtalene dekker to blokker i Guyana-bassenget:
In Block 59, Statoil has been awarded 33,33% equity interest. 
I blokk 59 har Statoil fått tildelt en eierandel på 33,33 %.
ExxonMobil (operator) and consortium partners Statoil and Hess each hold a third of the interest in the block. 
ExxonMobil (operatør) og partnerne Statoil og Hess har en tredel hver i blokken.
In Block 60, Statoil has been awarded 100% equity interest and operatorship. 
I blokk 60 har Statoil fått tildelt en andel på 100 % og blir operatør på blokken.
The licenses were awarded through Suriname’s open door policy and production-sharing contracts have been negotiated with the national oil company Staatsolie MaatschappIij Suriname N.V. 
Lisensene ble tildelt gjennom Surinams åpne dørs politikk, og produksjonsdelingsavtaler er forhandlet fram med det nasjonale oljeselskapet Staatsolie MaatschappIij Suriname N.V..
“These awards build further materiality to Statoil’s exploration position offshore Suriname. 
– Disse tildelingene fører til at Statoils leteposisjon i havet utenfor Surinam blir ytterligere styrket.
This is frontier acreage with high potential, sitting on a trend of recent discoveries. 
Dette er et uutforsket område med høyt potensial, som følger en trend med nylige funn.
This is in line with our global exploration strategy of accessing early in basins with high exploration potential,” said Nick Maden, senior vice president for Exploration. 
Dette er i tråd med vår globale letestrategi, som innebærer å gå tidlig inn i bassenger med høyt letepotensial, sier Nick Maden, Statoils letedirektør for den sørlige halvkule.
Nick Maden, senior vice president for Exploration. 
Nick Maden, Statoils letedirektør for den sørlige halvkule.
Block 59 is a potential extension of the trend on which the Liza discovery was made in neighbouring Guyana. 
Blokk 59 er en mulig forlengelse av trenden der Liza-funnet ble gjort i nabolandet Guyana.
Block 60 sits adjacent to Tullow-operated Block 54, where Statoil is partner. 
Blokk 60 ligger ved siden av den Tullow-opererte blokk 54, der Statoil er partner.
Tullow is preparing to drill the Araku-1 wildcat exploration well in Block 54 later this year. 
Tullow forbereder boring av utforskningsbrønn Araku-1 i blokk 54 senere i år.
In both licenses, the first exploration phase includes commitment to acquiring 2D seismic data and conducting technical studies. 
I begge lisensene omfatter den første letefasen en forpliktelse om å samle inn 2D-seismikk og gjennomføre tekniske studier.
Statoil’s exploration licences in Suriname 
Statoils letelisenser i Surinam
Statoil entered Suriname in 2011. 
Statoil gikk inn i Surinam i 2011.
Block 54: Tullow 30% (operator), Statoil 50%, Noble 20%. 
Blokk 54: Tullow 30 % (operatør), Statoil 50 %, Noble 20 %.
Water depth ~200-1300m 
Vanndyp på ~200-1300 m
Block 59: ExxonMobil 33,34% (operator), Statoil 33,33%, Hess 33,33%. 
Blokk 59: ExxonMobil 33,34 % (operatør), Statoil 33,33 %, Hess 33,33 %.
Water depth ~2900-3500m 
Vanndyp ~2900-3500 m
Block 60: Statoil 100% (operator). 
Blokk 60: Statoil 100 % (operatør).
Water depth ~700-1300m 
Vanndyp ~700-1300 m
Facts about our activities in Suriname 
Fakta om vår virksomhet i Surinam
Twelve of the projects considered to be of particular importance to society during the first two-year period receive positive coverage in the report. 
12 av prosjektene som etter vurderinger får særlig stor samfunnsmessig betydning i den første toårsperioden, får positiv omtale i rapporten.
These include the VOC project run by Statoil, which has developed technology for recovering and re-condensing the fumes given off when crude is loaded into shuttle tankers offshore. 
Blant disse er Statoils VOC-prosjekt.
The recovered VOCs can either be collected in a storage tank as fuel for the ship's engines, or returned to the cargo. 
Væsken skal enten samles i en lagertank om bord og tilføres framdriftsmotorene som drivstoff, eller sendes tilbake til lasten.
Statoil is also involved in the advanced wells project (AWP) together with Norsk Hydro. 
Statoil deltar også i Advanced Wells Project (AWP) sammen med Norsk Hydro.
This aims to find more cost-efficient methods for hydrocarbon exploration, development and production. 
Hensikten med dette prosjektet er å finne metoder for mer kostnadseffektiv leting, utvikling og produksjon av hydrokarboner.
Innovative solutions make it possible to exploit new and existing oil/gas resources by reducing costs and improving both recovery and well productivity. 
Ny teknologi gjør det mulig å utnytte nye og eksisterende olje- og gassressurser ved å redusere kostnader og øke reservene og brønnproduktiviteten.
These projects are highlighted because they focus on market requirements, presenting technological advances which are relevant for the industry while also being commercially and socially profitable. 
De presenterer teknologiske forbedringer som er relevante for industrien, samtidig som de er kommersielt og samfunnsmessig lønnsomme.
"This report is being distributed throughout Europe," says Tore A Torp in Technology. 
"Rapporten blir distribuert i alle land i Europa.
The EU programme is divided into three principal sectors - renewable energy sources, rational use of energy in buildings, industry and transport, and fossil fuels (solid, liquid and gaseous). 
Thermie er delt inn i tre hovedsektorer: fornybare energikilder, rasjonell bruk av energi i bygninger, industri og transport samt fossile brensler (fast brensel og hydrokarboner).
The additional 10% equity will increase Statoil’s operated interest in the licence from 66% to 76%. 
Tilleggsandelen på 10 prosent øker Statoils operatørandel i lisensen fra 66 til 76 prosent.
The total consideration for the transaction is USD 379 million. 
Det samlede vederlaget for transaksjonen er på 379 millioner USD.
BM-S-8 includes a substantial part of the Carcará discovery comprising high-quality oil of around 30° API and with associated gas in a thick reservoir with excellent properties. 
Lisens BM-S-8 omfatter en betydelig del av Carcará-funnet, som inneholder olje av høy kvalitet på rundt 30°API, og assosiert gass i et tykt reservoar med svært gode egenskaper.
Statoil estimates the recoverable volumes within the BM-S-8 licence to be in the range of 700 to 1,300 million barrels of oil equivalent. 
Statoil anslår at utvinnbare volumer i BM-S-8-lisensen er i størrelsesorden 700 til 1.300 millioner fat oljeekvivalenter (foe).
“This acquisition is a further expression of our confidence in Brazil, a core area for Statoil. 
– Dette kjøpet er enda et uttrykk for vår tro på Brasil, som er et av Statoils kjerneområder.
It also reinforces our position in a world-class asset which is a good match with our competence and capacity. 
Det styrker også vår stilling i et funn i verdensklasse, som passer godt til vår kompetanse og kapasitet.
The transaction supports our strategy to pursue high value and low carbon opportunities”, says Anders Opedal, Statoil’s Country Manager for Brazil. 
Transaksjonen støtter vår strategi om å utnytte muligheter som har høy verdi og lave utslipp, sier Anders Opedal, Statoils landsjef i Brasil.
Anders Opedal, Statoil’s Country Manager for Brazil. 
Anders Opedal, Statoils landsjef for Brasil.
This transaction is Statoil’s second in BM-S-8, following the agreement in 2016 with Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (“Petrobras”) to acquire its 66% operated interest, and strengthens Statoil’s position for operatorship of the unitised Carcará field. 
Denne transaksjonen er Statoils andre i lisens BM-S-8, og etterfølger avtalen som ble inngått i 2016 med Petróleo Brasileiro S.A.
As with the 2016 transaction, half of the total consideration will be paid upon closing of the transaction, with the remainder being paid when certain conditions have been met. 
I likhet med 2016-transaksjonen blir halvparten av det samlede vederlaget betalt når transaksjonen avsluttes, og det gjenstående beløpet blir betalt når visse betingelser er oppfylt.
These are partly related to the licence award, but mainly to the future unitisation of Carcará. 
Disse er delvis knyttet til lisenstildelingen, men hovedsakelig til den framtidige samordningen av Carcará-feltet.
Closing is subject to customary conditions, including partner and government approval. 
Transaksjonen sluttføres under forutsetning av at alminnelige forretningsvilkår er oppfylt, blant annet godkjenning fra partnere og myndigheter.
Statoil assets offshore Brazil: 
Statoils eiendeler utenfor kysten av Brasil:
Interest 
Andel
Campos Basin 
Campos-bassenget
Production in June 2017 was 65,365 barrels a day. 
Produksjonen i juni 2017 var på 65.365 fat per dag.
Reserves of 300-500 million barrels of oil. 
Reserver på 300-500 millioner fat olje.
Construction. 
Bygging.
Production from 2020 at 60,000 barrels a day. 
Produksjon fra 2020 på 60.000 fat per dag.
Reserves ~255 million barrels of oil. 
Reserver på ~255 millioner fat olje.
Licence BM-C-33 (comprising the Pão de Açúcar, Gavea and Seat discoveries) 
Lisens BM-C-33 (omfatter funnene Pão de Açúcar, Gavea og Seat)
35% (operator) 
35 % (operatør)
Evaluation/development. 
Evaluering/utbygging.
Approximately 1 billion boe in recoverable resources. 
Om lag 1 milliard foe i utvinnbare ressurser.
Licence BM-S-8 (comprising the Carcará discovery and exploration prospects) 
Lisens BM-S-8 (omfatter Carcará-funnet og leteprospekter)
Santos Basin 
Santos-bassenget
76% (operator) 
76 % (operatør)
Evaluation/development, pre-unitisation. 
Evaluering/utbygging, før samordning.
Approximately 700 to 1,300 million boe recoverable resources within the licence from Carcará, plus additional exploration upside. 
Om lag 700 til 1.300 millioner foe utvinnbare ressurser i Carcará-lisensen, pluss ytterligere letepotensial.
Ten exploration blocks 
Ti leteblokker
Espírito Santo Basin 
Espírito Santo-bassenget
Six operated by Statoil, four by Petrobras 
Seks der Statoil er operatør, fire der Petrobras er operatør
Exploration. 
Leting.
Our operations in Brazil 
Våre aktiviteter i Brasil
Completes acquisition and takes over operatorship of BM-S-8 
Sluttfører kjøp og overtar operatørskap for BM-S-8
Earnings per share were NOK 11, compared with NOK 8.40 in the second quarter of last year. 
Målt per aksje var resultatet på 11,00 kroner, mot 8,40 kroner i andre kvartal i fjor.
President and CEO Eivind Reiten considers the results satisfactory given current market conditions. 
Generaldirektør Eivind Reiten betegner resultatet som tilfredsstillende under de rådende markedsforholdene.
:00The second quarter result is strongly impacted by foreign currency effects and includes gains, primarily in connection with loans and financial derivatives, of NOK 2,471 million. 
Resultatet for andre kvartal er sterkt påvirket av valutaeffekter og inkluderer valutagevinst på 2.471 millioner kroner, hovedsakelig knyttet til lån og finansielle derivater.
Operating income was NOK 5,077 million, compared with NOK 6,065 million in the same period last year. 
Driftsresultatet utgjorde 5.077 millioner kroner, mot 6.065 millioner kroner i tilsvarende periode i fjor.
Hydro’s operating revenues for the second quarter amounted to NOK 44,702 million, compared with NOK 40,951 million last year. 
Hydro hadde i andre kvartal driftsinntekter på 44.702 millioner kroner, mot 40.951 millioner kroner året før.
Net income for the first half-year was NOK 4.972 million, or NOK 19.30 per share. 
Første halvår ga et resultat etter skatt på 4.972 millioner kroner, eller 19,30 kroner per aksje.
Net income for the first half last year was NOK 5,415 million, or NOK 20.90 per share. 
I første halvår i fjor lød resultatet etter skatt på 5.415 millioner kroner, eller 20,90 kroner per aksje.
Earnings in all business areas were negatively impacted by a weaker US dollar and a stronger Norwegian krone. 
Inntjeningen i alle forretningsområdene påvirkes negativt av svekket amerikansk dollar og styrket norsk krone.
The effect of the weaker US dollar was particularly noticeable towards the end of the second quarter. 
Svekkelsen av dollar inntraff særlig mot slutten av andre kvartal.
The US dollar weakened by 17 percent over the first half-year and by 15 percent in the second quarter alone. 
Kursen på amerikansk dollar ble svekket med 17 prosent for første halvår og 15 prosent isolert for andre kvartal.
Strong financial position 
Sterk finansiell posisjon
"I consider these results satisfactory given current market conditions. 
- Jeg vurderer de fremlagte resultater som tilfredsstillende under de rådende markedsforhold.
It is pleasing to report that internal improvement processes have brought results in the form of lower costs, and that our financial position is still strong at a time of continued uncertainty regarding global economic developments," says President and CEO Eivind Reiten. 
Det er gledelig at interne forbedringsprosesser har gitt markerte utslag i reduserte kostnader, og at vi har en sterk finansiell posisjon i en situasjon med fortsatt usikkerhet om den globale økonomiske utvikling, sier Hydros generaldirektør Eivind Reiten.
"Our aluminium operation has successfully completed the integration of the acquired companies VAW and Technal. 
- Vår aluminiumvirksomhet har effektivt gjennomført integreringen av de oppkjøpte selskapene VAW og Technal.
There has been considerable growth in oil and gas production, but it is disappointing that exploration has not increased our resources in any substantial way. 
Vi har betydelig produksjonsvekst innen olje og gass, men det er skuffende at letevirksomheten ikke har gitt vesentlig tilføring av nye ressurser.
"Our results to come will be negatively influenced by recent foreign exchange movements, and I do not envisage that current market conditions will improve substantially. 
- Våre resultater fremover vil bli negativt påvirket av den senere tids valutaendringer, og jeg legger heller ikke til grunn vesentlig bedring i de rådende markedsforhold.
This underlines the necessity for us to continue placing considerable emphasis on Hydro’s improvement processes and strengthening our market positions." 
Dette understreker betydningen av at vi også i tiden fremover legger stor vekt på Hydros forbedringsprosesser og styrking av våre markedsposisjoner.
Record high production of oil and gas 
Rekordhøy produksjon av olje og gass
Hydro has in the second quarter achieved a record high production of oil and gas. 
Hydro har i andre kvartal nådd rekordhøy produksjon av olje og gass.
The increase is largely due to new fields coming on stream and to the acquisition of former SDFI (State Direct Financial Interest) assets on Norwegian fields. 
Veksten kommer særlig fra nye felt i produksjon og fra overtakelsen av tidligere statlige eierandeler (SDØE-andeler) i norske felt.
Exploration costs amounting to NOK 936 million have been charged to the accounts for the second quarter, compared with NOK 365 million in the same period of the prior year. 
Utforskningskostnader har belastet resultatet med 936 millioner kroner i andre kvartal, mot 365 millioner kroner i tilsvarende periode året før.
Second quarter 2002 results for Hydro Aluminium include the VAW and Technal operations, both of which were acquired by Hydro in the course of the first quarter. 
Resultatene for Hydro Aluminium inkluderer i andre kvartal virksomhetene i VAW og Technal, som begge ble overtatt av Hydro i løpet av første kvartal.
The increased activity resulting from these acquisitions has contributed to the improved results for this business area. 
Den økte forretningsaktiviteten som følge av disse overtakelsene bidrar til resultatfremgangen for dette forretningsområdet.
Lower aluminium prices, especially when expressed in Norwegian kroner, have weakened the result. 
Lavere aluminiumpriser, særlig målt i norske kroner, har svekket resultatet.
The result for Hydro Agri, when adjusted for non-recurring effects, declined in both the second quarter and the first half compared to the corresponding periods in 2001, due particularly to low ammonia and urea prices. 
Korrigert for engangseffekter har Hydro Agri en viss resultatnedgang både i andre kvartal og i første halvår i forhold til tilsvarende perioder i 2001, særlig påvirket av lave priser på ammoniakk og urea.
Results for the first half of 2002 include a NOK 6,848 accrual for income tax expense. 
I første halvår har Hydro gjort avsetninger på 6.848 millioner kroner for skatter.
This represents approximately 58 percent of income before taxes and minority interest. 
Dette tilsvarer 58 prosent av resultat før skatt.
During the first half of 2001, income tax expense represented approximately 60 percent of income before taxes and minority interest. 
I første halvår i fjor var det lagt til grunn en skatt på 60 prosent.
Hydros net income in the second quarter was NOK 2,840 million, compared with NOK 2,180 million in the same period last year. 
I årets andre kvartal fikk Hydro et resultat på 2.840 millioner kroner etter skatt, mot 2.180 millioner kroner i samme periode i fjor.
LPG is transported to Herøya by ship. 
LPG, som er flytende petroleumsgass, transporteres til Herøya med båt.
"With this transaction, we are increasing our exposure to the upside potential of this untested geological setting. 
– Med denne transaksjonen øker vi vår eksponering mot oppsidepotensialet i denne utestede geologiske letemodellen.
This is in line with Statoil' exploration strategy of access at scale," says Nicholas Alan Maden, senior vice president of Exploration. 
Dette er i tråd med Statoils letestrategi om å sikre tilgang i stor skala, sier Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
Recently Statoil announced its entry into Uruguay as partner in exploration block 14. 
Statoil annonserte nylig sin inntreden i Uruguay som partner i leteblokk 14.
By accessing the adjacent block 15 Statoil continues to pursue this regional geological trend. 
Ved å sikre tilgang i den tilstøtende blokk 15 fortsetter Statoil å forfølge denne regionale letemodellen.
Nicholas Alan Maden, senior vice president of Exploration. 
Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
The transaction is subject to government approval. 
Transaksjonen krever myndighetsgodkjenning.
A comprehensive data collection program has already been completed in the block. 
Et omfattende datainnsamlingsprogram er allerede gjennomført i blokken.
As operator, Tullow is planning to collect further 3D seismic before a decision is made on further steps. 
Som operatør planlegger Tullow å hente inn mer 3D-seismikk før en beslutning tas om neste skritt.
Map of Block 14 and 15 in Uruguay 
Map of Block 14 and 15 in Uruguay
Our activities in Uruguay 
Våre aktiviteter i Uruguay
Statoil strengthens its position in Uruguay 
Statoil styrker stillingen i Uruguay
Capital expenditures are estimated at approximately 5.5 billion NOK. 
Antatte investeringer er på rundt 5,5 milliarder kroner.
The discovery, made in 1986, contains about 76 million barrels of recoverable oil equivalent, mainly oil. 
Funnet ble gjort allerede i 1986 og inneholder rundt 76 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, i hovedsak olje.
The project will be tied back to the Åsgard A oil production vessel, with planned production startup anticipated in 2019. 
Det skal knyttes til produksjonsskipet Åsgard A og planlagt produksjonsstart er satt til 2019.