natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In 2012, 40% of Statoil's exploration wells on the Norwegian continental shelf will be ILX wells. 
I 2012 vil 40 prosent av Statoils letebrønner på norsk sokkel være ILX-brønner.
ILX drilling is to be carried out close to Oseberg, Snorre and Norne. 
Det er planlagt ILX-boring nær Oseberg, Snorre og Norne.
Facts about Skinfaks 
Fakta om Skinfaks
Skinfaks South, block 33/12, is located in the North Sea directly west of the Gullfaks field in the Tampen area. 
Skinfaks Sør, blokk 33/12, ligger i Nordsjøen rett vest for Gullfaks-feltet i Tampen-området
Discovered in 2002, and the plan for development and operation (PDO) was submitted in 2004. 
Det ble påvist i 2002, og plan for utbygging og drift (PUD) ble innlevert i 2004.
Water depth in the area is 135 metres 
Havdypet i området er 135 meter
Drilled to a vertical depth of 3722 metres below sea level the well was concluded in the Drake formation in Middle Jurassic rocks. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3722 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Drake-formasjonen i midtre jura.
This is the fourth infrastructure-near discovery in the Gullfaks area in a 10 month period. 
Dette er det fjerde infrastrukturnære funnet i Gullfaks-området i løpet av en 10-måneders periode.
Light oil has been confirmed in Middle Jurassic reservoir rocks (Brent group) and a 80 metre high column in good-quality reservoir rocks. 
Det er påvist lett olje i midtre jura reservoarbergarter (Brentgruppen) og en 80 meter kolonne i reservoarbergarter med god reservoarkvalitet.
04 January 
04. januar
2568.72 
2568,72
7085.084955 
7085,084955
Well 7220/7-1, drilled by the drilling rig Aker Barents, has proved a 48 metre gas column and a 128 metre oil column. 
Brønnen 7220/7-1 som er boret med leteriggen Aker Barents, har påvist en gasskolonne på 48 meter og en oljekolonne på 128 meter.
The Aker Barents drilling rig 
Leteriggen Aker Barents
Statoil estimates the volumes in Havis to be between 200 and 300 million barrels of recoverable oil equivalents (o.e.). 
Statoil anslår volumene i Havis til å ligge på mellom 200 og 300 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.).
The provisional, updated total volume estimate for the Skrugard and Havis discoveries in PL532 is in the region of 400-600 million barrels of recoverable oil equivalents. 
Foreløpige oppdaterte volumanslag totalt for Skrugard- og Havis-funnene i PL532 ligger i størrelsesorden 400-600 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
“Havis is our second high impact oil discovery in the Barents Sea in nine months. 
- Havis er vårt andre betydelige oljefunn i Barentshavet på ni måneder.
The discovery’s volume and reservoir properties make it Skrugard’s twin. 
Med omtrent samme volumer og reservoaregenskaper utgjør funnet Skrugards tvilling.
Skrugard and Havis open up a new petroleum province in the North,” says Helge Lund, President and CEO of Statoil ASA. 
Skrugard og Havis åpner en ny petroleumsprovins i nord, sier Helge Lund, konsernsjef i Statoil.
Havis lies approximately 7 kilometres southwest of the Skrugard discovery, made in April of last year. 
Havis ligger cirka 7 kilometer sørvest for Skrugard-funnet som ble gjort i april i fjor.
Havis lies within the same production licence, but forms an independent structure. 
Havis ligger innenfor samme utvinningstillatelse, men er en selvstendig struktur.
There is no communication between the two discoveries. 
Det er ikke kommunikasjon mellom de to funnene.
Helge Lund, President and CEO of Statoil ASA 
Helge Lund, konsernsjef i Statoil
The discovery provides further confirmation of Statoil’s faith in the exploration potential of the Norwegian continental shelf, and makes an important contribution to the revitalisation of the NCS in line with what was communicated at Capital Markets Day in June of last year. 
Funnet gir nok en bekreftelse på Statoils tro på letepotensialet på norsk sokkel, og er et viktig bidrag til revitaliseringen av norsk sokkel, i tråd med det som ble kommunisert på kapitalmarkedsdagen i juni i fjor.
Moreover, Havis and Skrugard prove that persistence and long-term thinking bear fruits. 
Havis og Skrugard bekrefter dessuten at utholdenhet og langsiktighet gir resultater.
Statoil has been exploring in the Barents Sea for more than 30 years and the company has been involved in 88 of a total 92 exploration wells drilled in the area. 
Statoil har utforsket Barentshavet i mer enn 30 år og selskapet har vært med på 88 av totalt 92 letebrønner som er boret i området.
This has resulted in continuous competence building and a deep understanding of the hydrocarbon systems in the Barents Sea. 
Dette har resultert i en kontinuerlig kompetansebygging og en god faglig forståelse av hydrokarbonsystemene i Barentshavet.
Statoil has previously communicated that the Skrugard discovery will provide the basis for an independent development, with the Havis volumes the development project becomes even more robust. 
Statoil har tidligere kommunisert at Skrugard-funnet vil gi grunnlag for en selvstendig utbygging, med Havis-volumene blir utbyggingsprosjektet enda mer robust.
Going forward, the partnership will drill an appraisal well in the Skrugard discovery and assess further upside potential in the licence. 
Partnerskapet vil fremover bore en avgrensningsbrønn i Skrugardfunnet samt vurdere ytterlige oppsidepotensiale i utvinningstillatelsen.
Erik Strand Tellefsen, vice president for Skrugard development 
Erik Strand Tellefsen, direktør for Skrugard-utbyggingen i Statoil
“The Havis discovery boosts the development of Skrugard as a versatile new centre with processing and transport capacity. 
- Funnet på Havis styrker utviklingen av Skrugard som et nytt senter med prosesserings- og transportkapasitet med fleksibilitet.
We are about to realise the Barents Sea as a core area on the Norwegian continental shelf,” says Statoil’s Erik Strand Tellefsen, vice president for Skrugard development. 
Vi er i ferd med å realisere Barentshavet som ett kjerneområde på norsk sokkel, sier Erik Strand Tellefsen, direktør for Skrugard-utbyggingen i Statoil.
Well 7220/7-1 is the second well in production licence 532, which was awarded in 2009 in connection with the 20th licensing round. 
Brønnen 7220/7-1 er den andre brønnen i utvinningstillatelse 532, som ble tildelt i 2009 i forbindelse med 20. konsesjonsrunde.
Statoil is operator for production licence PL532 with an ownership share of 50%. 
Statoil er operatør for utvinningstillatelsen PL532 med en eierandel på 50 prosent.
The licence partners are Eni Norge AS (30%) and Petoro AS (20%). 
Partnere er Eni Norge AS (30 prosent) og Petoro AS (20 prosent).
* High impact = > 250 million barrels o.e. in total or > 100 million barrels net for Statoil 
* High impact = > 250 millioner fat o.e. totalt eller > 100 millioner fat net til Statoil
Investor relations Norway: Hilde Merete Nafstad, senior vice president, investor relations, mobile: +47 957 83 
Investor relations Norge: Hilde Merete Nafstad, direktør, investor relations, mobil: +47 957 83
Investor relations USA: Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations USA, mobile: +1 203 570 2524 
Investor relations USA: Morten Sven Johannessen, direktør, investor relations USA, mobil: +1 203 570 2524
Media: Jannik Lindbæk jr, VP media relations, mobile + 47 977 55 622 
Presse: Jannik Lindbæk jr, informasjonsdirektør, media relations mobil: + 47 977 55 622
Ola Anders Skauby, press spokesman, media relations, mobile: +47 905 98 519 
Ola Anders Skauby, pressetalsmann, media relations, mobil: +47 905 98 519
Aker Barents 9Jan 2012 (Photo Harald Pettersen) JPG 445 kB 
Aker Barents 9Jan 2012 (Photo Harald Pettersen) JPG 445 kB
The Aker Barents drilling rig JPG 6 MB 
Boreriggen Aker Barents JPG 6 MB
Havis - Skrugard map GIF 72 kB 
Havis - Skrugard kart GIF 72 kB
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
“The oil and gas industry is facing new technological challenges that differ from those we have dealt with so far. 
- Olje- og gassindustrien star overfor nye teknologiske utfordringer som er annerledes enn de vi har håndtert så langt.
We will find the resources of the future at great oceanic depths, in arctic areas where the conditions are extreme, and in new resources such as shale gas and shale oil for example. 
Fremtidens ressurser vil vi finne på store havdyp, i arktiske områder med tøft klima og i nye ressurser som for eksempel skifergass og skiferolje.
Statoil is well positioned to lead the continuing development of the oil and gas industry,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling. 
Statoil er godt posisjonert til å kunne lede den videre teknologiutviklingen i olje og gassindustrien sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Statoil is now stepping up its technology efforts in order to boost production, reduce energy consumption and support the company’s growth ambitions. 
Statoil trapper nå opp teknologisatsingen vår for å øke produksjonen, redusere energiforbruk og støtte selskapets vekstambisjoner.
Specifically this will mean tougher technology priorities, closer cooperation and the swifter implementation of technology. 
Helt konkret betyr det tøffere teknologiprioriteringer, tettere samarbeid og raskere implementering av teknologi.
Statoil’s new technology strategy builds on the company’s ambitions to boost production from 1.9 million barrels of oil equivalents per day in 2010 to 2.5 million boed in 2020. 
Statoils nye teknologistrategi bygger på selskapets ambisjoner om å øke produksjonen fra 1.9 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2010 til 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020.
The four prioritised technology areas are: 
De fire prioriterte teknologiområdene er:
Seismic imaging and interpretation – will contribute to making further discoveries and boost the recovery rate by 2020. 
Seismisk avbildning og tolkning: Skal bidra til å gjøre flere funn og øke utvinningsgraden innen 2020.
Reservoir characterisation and recovery – to maximise value. 
Reservoarkarakterisering og -utvinning – for å maksimere verdier.
Will contribute to the production a further 1.5 billion boed in reserves by 2020. 
Skal bidra til ytterligere 1.5 milliarder fat oljeekvivalenter i reserver innen 2020.
Efficient well construction – to drill more cost-efficient wells: 30% shorter time on well construction and 15% cost reduction by 2020. 
Effektiv brønn-konstruksjon – for å bore mer kostnadseffektive brønner: 30% kortere tid på brønn-konstruksjon og 15 % reduksjon i kostnader innen 2020.
Realise subsea compression by 2015 and complete a “subsea factory” by 2020 – to accelerate and boost production. 
Realisere undervannskompresjon innen 2015 og fullføre en undervannsfabrikk innen 2020 – for å akselerere og øke produksjonen.
“We have identified four commercially critical technology areas where Statoil has a competitive advantage and where we have a long history of making the impossible possible. 
- Vi har identifisert fire forretningskritiske teknologiområder hvor Statoil har konkurransefortrinn eller trenger å styrke vår konkurransesituasjon.
We have set ambitious targets for how technology will help us make further discoveries, boost recovery from existing fields, reduce costs and bring about operational improvements in health, environment and safety,” says Øvrum. 
Vi har satt oss ambisiøse mål for hvordan teknologi skal bidra til flere funn, økt utvinning fra eksisterende felt, reduserte kostnader og operasjonelle forbedringer innen helse, miljø og sikkerhet, sier Øvrum.
Statoil is increasing its concentration in R&D and IOR (Improved Oil Recovery). 
Statoil øker satsingen på forskning og IOR (Improved Oil Recovery).
“For 2012 we are increasing our R&D investments by 27% to NOK 2.8 billion. 
- For 2012 øker vi investeringene i forskning og utvikling med 27 prosent til 2,8 milliarder kroner.
We are also planning for a further increase in our R&D activities going forward. 
Vi planlegger også for en videre økning i forskningsaktiviteten vår fremover.
In addition, we have specific plans to expand our R&D Centre at Rotvoll in Trondheim to provide room for Norway’s biggest IOR Centre,” says Øvrum. 
I tillegg har vi konkrete planer for å utvide vårt forskningssenter på Rotvoll i Trondheim for å gi plass til Norges største IOR-senter, sier Øvrum.
“Our technology advances would not have been possible without the solutions developed by an innovative and dynamic supplier industry, as well as by universities and research institutes. 
-Våre teknologisprang har ikke vært mulig uten løsningene som har blitt utviklet sammen med en innovativ og dynamisk leverandørindustri, universiteter, forskningsinstitusjoner og andre partnere.
In order to succeed in our four prioritised technology areas we require new solutions and closer cooperation with our suppliers, national and international research milieus, and other partners.” 
For å lykkes med våre fire prioriterte teknologiområder trenger vi nye løsninger og tettere samarbeid, sier Øvrum.
In the period up to 2020 Statoil will maintain a high level of production on the Norwegian continental shelf while doubling its international production. 
Fram mot 2020 skal Statoil opprettholde en høy produksjon på norsk sokkel samtidig som den internasjonale produksjonen skal mer enn dobles.
These new joint ventures over large blocks in deep water represent important strategic steps for all three companies. 
Avtalene omfatter store blokker på dypt vann og representerer et betydelig strategisk samarbeid mellom selskapene.
"These agreements significantly strengthen our exploration position in Atlantic Canada and in the Beaufort Sea and reaffirm our commitment to achieving long-term growth in Canada," said Chevron Canada President Jeff Lehrmann. 
– Disse avtalene vil styrke vår leteposisjon i Atlanterhavet utenfor Canada og i Beauforthavet, og er en bekreftelse på vår satsing for å oppnå langsiktig vekst i Canada, sier konsernsjef i Chevron Canada, Jeff Lehrmann.
"We look forward to working with Statoil and Repsol to achieve exploration success in these highly prospective basins," Lehrmann added. 
– Vi ser fram til å jobbe med Statoil og Repsol for å oppnå gode leteresultater i disse svært lovende bassengene.
"These agreements add new acreage to Statoil's already extensive Arctic portfolio" said Tim Dodson, Executive Vice President for Exploration in Statoil. 
– Avtalene gir Statoil tilgang til nye leteområder i en allerede omfattende arktisk portefølje.
"Strengthening our position in the Flemish Pass Basin and obtaining early entrance to the Orphan Basin and Beaufort Sea provides us access to large potential resources and increases the optionality of our exploration portfolio." 
En sterkere posisjon i Flemish Pass-bassenget samt tidlig tilgang i Orphan-bassenget og Beauforthavet gir oss økte muligheter og fleksibilitet i leteporteføljen, sier Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil.
The Orphan Basin and Flemish Pass Basin agreements reflect Repsol's commitment to expanding its presence in North America, and in particular Canada's East Coast. 
Avtalene om Orphan-bassenget og Flemish Pass-bassenget reflekterer også Repsols satsing på å øke sin tilstedeværelse i Nord-Amerika, og spesielt på østkysten av Canada.
The company is also looking forward to working with Chevron and Statoil to achieve exploration success in these highly prospective emerging frontier basins. 
Selskapet ser også fram til å jobbe med Chevron og Statoil for å oppnå gode resultater fra letevirksomheten i disse svært lovende, uutforskede bassengene.
The specifics of the joint venture agreements are as follows: 
Detaljene i samarbeidsavtalene er som følger:
Orphan Basin: 
Orphan-bassenget:
In a farmout arrangement, Repsol and Statoil will be participants in a planned 2012 Orphan Basin exploration well, offshore Newfoundland and Labrador (NL) on Exploration Licence 1074R (604,000 hectares). 
Gjennom en farm-out-avtale vil Repsol og Statoil delta i en planlagt letebrønn i Orphan-bassenget i 2012 utenfor kysten av Newfoundland og Labrador (NL) på letelisens 1074R (604.000 hektar).
Chevron will be the operator with 65 percent equity interest. 
Chevron vil være operatør med en eierandel på 65 prosent.
Repsol will have 20 percent and Statoil will have 15 percent. 
Repsol vil ha en andel på 20 prosent, mens Statoil vil ha 15 prosent.
Flemish Pass Basin: 
Flemish Pass-bassenget:
Chevron, Statoil and Repsol were recently named the successful bidders on two exploration parcels in the Flemish Pass Basin, offshore NL. 
Chevron, Statoil og Repsol leverte nylig vinnerbudet på to letelisenser i Flemish Pass-bassenget utenfor kysten av Newfoundland og Labrador.
The successful bids were for Parcel NL 11-02-01 (247,016 hectares) and NL 11-02-02 (186,780 hectares). 
Budene omfattet lisens NL 11-02-01 (247.016 hektar) og NL 11-02-02 (186.780 hektar).
The land parcels are located approximately 400 kilometres east of St. John's, NL, in water depths ranging from 700 to 2,600 metres. 
Lisensene ligger om lag 400 kilometer øst for St.
Statoil will be the operator with 50 percent equity interest. 
Statoil vil være operatør med en eierandel på 50 prosent.
Chevron has 40 percent and Repsol has 10 percent. 
Chevron har 40 prosent og Repsol 10 prosent.
Beaufort Sea: 
Beauforthavet:
In a farmout arrangement, Statoil will participate with Chevron in a Beaufort Sea 3-D seismic program, tentatively scheduled for summer 2012. 
Gjennom en farmout-avtale vil Statoil delta sammen med Chevron i et 3D-seismikkprogram i Beauforthavet, som foreløpig er planlagt til sommeren 2012.
The proposed seismic program would comprise a 3-D survey of EL 460, a 2,060 square kilometre block located 120 kilometres offshore in water depths ranging from 800 to 1,800 metres. 
Det foreslåtte programmet vil bestå av 3D-innsamling på EL 460, en blokk på 2.060 kvadratmeter som ligger på 800-1.800 meters dyp omtrent 120 kilometer fra kysten.
About Chevron 
Om Chevron
Chevron Canada Limited, a wholly owned subsidiary of Chevron Corporation, is pursuing the development of oil and gas resources offshore Newfoundland and Labrador, in Alberta, and in the Northwest Territories. 
Chevron Canada Limited er et heleid datterselskap av Chevron Corporation, og driver utvikling av olje- og gassressurser utenfor kysten av Newfoundland og Labrador, i Alberta, og i Nordvestterritoriet.
Chevron Corporation is one of the world's leading integrated energy companies, with subsidiaries that conduct business worldwide. 
Chevron Corporation er ett av verdens ledende, integrerte energiselskaper, med datterselskaper som driver virksomhet over hele verden.
The company is involved in virtually every facet of the energy industry. 
Selskapet er involvert i så godt som alle deler av energisektoren.
Chevron explores for, produces and transports crude oil and natural gas; refines, markets and distributes transportation fuels and lubricants; manufactures and sells petrochemical products; generates power and produces geothermal energy; provides energy efficiency solutions; and develops the energy resources of the future, including biofuels. 
Chevron leter etter, produserer og transporterer råolje og naturgass, raffinerer, markedsfører og distribuerer drivstoff for transport og smøremidler, produserer og selger petrokjemiske produkter, genererer kraft og produserer geotermisk energi, tilbyr energieffektive løsninger og utvikler energiressurser for framtiden, blant annet biodrivstoff.
Chevron is based in San Ramon, Calif. 
Chevron har sin hovedbase i San Ramon i California.
For further information, please visit www.chevron.ca or www.chevron.com. 
Se nettsidene www.chevron.ca eller www.chevron.com for mer informasjon.
Statoil is an international energy company, headquartered in Norway, with operations in 36 countries. 
Statoil er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i 36 land.
About Repsol 
Om Repsol
Repsol is a global energy company that is active in the hydrocarbon sector (exploration and production, refining and marketing) in over 30 countries. 
Repsol er et globalt energiselskap med aktiviteter i hydrokarbonsektoren (leting og produksjon, raffinering og markedsføring) i mer enn 30 land.
It also has a workforce of over 40,000 people from 70 different nationalities. 
Selskapet har også 40.000 ansatte fra 70 forskjellige land.
It is one of the world's largest private oil companies and is the largest energy company in Latin America. 
Det er ett av verdens største privateide oljeselskaper og er det største energiselskapet i Latin-Amerika.
It is the leader in refining and marketing in Spain and Argentina and the third largest private LPG distribution company in the world. 
Det er ledende på raffinering og markedsføring i Spania og Argentina, og verdens tredje største privateide distribusjonsselskap for LPG.
Repsol is already present in Canada´s offshore exploration efforts in four blocks in the Jeanne d'Arc and Central Ridge basins. 
Repsol deltar allerede i letevirksomhet utenfor kysten av Canada på fire blokker i bassengene Jeanne d'Arc og Central Ridge.
Media Contacts: 
Pressekontakter:
Chevron Canada: 
Chevron Canada:
Leif Sollid Calgary Office (403) 234-5192; (709) 604-2269 Leif.Sollid@chevron.com 
Leif Sollid Calgary Office (403) 234-5192; (709) 604-2269 Leif.Sollid@chevron.com
Bård Glad Pedersen Norway +47 91801791 barp@statoil.com 
Bård Glad Pedersen Norge +47 91801791 barp@statoil.com
Map - Orphan og Flemish Pass PDF 375 kB 
Kart - Orphan og Flemish Pass PDF 375 kB
Map - Beaufort PDF 259 kB 
Kart - Beaufort PDF 259 kB
Chevron and Statoil have also finalized another agreement for exploration activities in the Canadian Beaufort Sea. 
Chevron og Statoil skal dessuten samarbeide om letevirksomhet i den kanadiske delen av Beauforthavet.
The fire water unit is part of the plant’s safety system, and Statoil implemented a controlled production shut down. 
Brannvannsanlegget er en del av anleggets sikkerhetssystem, og Statoil foretok en kontrollert nedstengning av produksjonen.
A water leakage at the rupture site has excavated some of the soil at the site of the leak. 
En vannlekkasje på bruddstedet har gravd ut noe av grunnen ved lekkasjestedet.
“We are working to clarify the cause of the water leakage and preparing the repair work, so that we can resume production quickly,” says Øivind Nilsen, production director for Hammerfest LNG. 
- Vi jobber med å avklare årsaken til vannlekkasjen og forbereder reparasjonsarbeidet slik at vi kan komme raskt tilbake i produksjon, sier Øivind Nilsen, produksjonsdirektør for Hammerfest LNG.
Hammerfest LNG receives gas from the Snøhvit field and production from the field will be halted until the safety systems are back in operation. 
Hammerfest LNG tar imot gass fra Snøhvit-feltet, og produksjonen derfra vil være stanset inntil sikkerhetssystemene er tilbake i funksjon.
It is too early to say anything about the duration of the production halt. 
Det er foreløpig for tidlig å si noe om varigheten av produksjonsstansen.
Statoil’s share of production from Snøhvit is 48,000 barrels of oil equivalents per day. 
Statoils andel av produksjonen fra Snøhvit utgjør 48000 fat oljeekvivalenter pr dag.
The fire water unit is regularly tested and inspected, most recently in the early hours of Wednesday morning this week. 
Brannvannsanlegget blir regelmessig testet og undersøkt, og ble sist testet natt til onsdag denne uken.
The LNG plant outside Hammerfest, Norway (Photo: Harald Pettersen, Statoil) 
LNG-anlegget på Melkøya utenfor Hammerfest (Foto: Harald Pettersen, Statoil)
After the landing, the helicopter came into motion due to lack of braking power on the wheels, but it was gradually stabilised. 
Etter landingen kom helikopteret i bevegelse som følge av manglende bremsekraft på hjulene, men ble etter hvert stabilisert.
The passengers were evacuated through the emergency exit. 
Passasjerene ble evakuert via nødutgangen.
None of the people on board were physically injured in connection with the incident. 
Ingen ble fysisk skadet i forbindelse med hendelsen.
The affected have been taken care of and accommodated on Åsgard B. 
De berørte har blitt ivaretatt og innkvartert på Åsgard B.