natgillin/translations-raw huggingface dataset:
We stand ready to lead the way in shaping the future of energy, where we can continue to grow and participate in the new business opportunities of the transition to a low carbon future. 
Vi står klare til å føre an når energiframtiden skal formes, hvor vi kan fortsette å utvikle oss og gripe nye forretningsmuligheter i overgangen til framtidens lavkarbonsamfunn.
11 Desember 2006 DnB NOR purchased on behalf of Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) 138,000 shares for use in the group’s share saving plan. 
11.desember 2006 kjøpte DnB NOR på vegne av Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) 138.000 aksjer til bruk i Statoils aksjespareprogram.
*97,804 shares have on 13 Desember 2006 been distributed to the employees in accordance with their savings amount. 
13 desember 2006 er *97.804 aksjer viderefordelt til de ansatte i henhold til deres sparebeløp.
Following this, the share saving plan has *1,240,768 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet *1.240.768 aksjer.
Refering to stock market announcement on 14 December. 
Viser til børsmelding 14. desember.
The contract has a provisional value of NOK 92 million. 
Kontrakten har en foreløpig verdi på 92 millioner kroner.
Activities based on the contract will start immediately after New Year and scheduled to be completed in 2008. 
Aktivitetene som er knyttet til kontrakten, tar til umiddelbart på nyåret og er planlagt ferdige i 2008.
Ormen Lange is the largest gas field under development on the Norwegian continental shelf. 
Ormen Lange er det største gassfeltet under utbygging på norsk kontinentalsokkel.
It is located 100 km off the northwest coast of Norway at a sea depth of 850 to 1,100 meters. 
Feltet ligger 100 kilometer utenfor nordvestkysten av Norge på vanndyp på mellom 850 og 1.100 meter.
Partners in the Ormen Lange license group 
Partnere i Ormen Lange-lisensen
Hydro (operator for the development phase) – 18.0728% 
Hydro (operatør for utbyggingsfasen) – 18,0728 prosent
Shell (operator for the operational phase) – 17.0375% 
Shell (operatør for driftsfasen) – 17,0375 prosent
Petoro – 36.4750% 
Petoro – 36,4750 prosent
Statoil – 10.8441% 
Statoil – 10,8441 prosent
DONG – 10.3420% 
DONG – 10,3420 prosent
ExxonMobil – 7.2286% 
ExxonMobil – 7,2286 prosent
Hydro, on behalf of the Ormen Lange license group, has awarded Skanska Norge AS the contract for the final phase of civil works for the gas processing plant at Nyhamna in mid-Norway. 
På vegne av lisensgruppen for gassfeltet Ormen Lange har Hydro gitt Skanska Norge AS kontrakt på de avsluttende bygg- og anleggsarbeidene for gassprosesseringsanlegget på Nyhamna i Møre og Romsdal.
Valid for three years, the contract is worth around USD 427 million. 
Kontrakten, som gjelder for tre år, er verd rundt 427 millioner dollar.
The deal covers drilling of 13 wells, with options for a further three. 
Avtalen omfatter boring av 13 brønner, med opsjon på ytterligere tre brønner.
The Transocean Searcher rig will drill the wells. 
Det er riggen Transocean Searcher som skal bore brønnene.
First drilling is planned to start in October 2008. 
Borestart er planlagt til oktober 2008.
"It's important to have the big and important contracts in place in good time in relation to the implementation," says project manager Kjetel Digre. 
– Det er viktig å få på plass de store og viktige kontraktene i god tid i forhold til gjennomføringsløpet.
"We are therefore particularly pleased with the signing. 
Vi er derfor svært fornøyde med signeringen.
The deal secures us a familiar rig with good results." 
Avtalen sikrer oss en kjent rigg med gode resultater, sier prosjektdirektør Kjetel Digre.
Earlier this autumn Statoil signed an agreement for the construction of the platform deck and supply of subsea installations to Gjøa. 
Tidligere i høst har Statoil inngått avtale om bygging av plattformdekket og levering av undervannsinstallasjoner til Gjøa.
The next big contract will be the building of the platform jacket for the semi-submersible production platform. 
Den neste store kontrakten som kommer, er byggingen av understellet til den halvt nedsenkbare produksjonsplattformen.
Plans call for the Gjøa field to produce oil and gas from 2010. 
Gjøa-feltet skal etter planen produsere olje og gass fra 2010.
Total investment is estimated at around NOK 27 billion in 2006 money. 
De totale investeringene er beregnet til rundt 27 milliarder 2006-kroner.
Gjøa was proven in 1989. 
Gjøa ble påvist i 1989.
The field lies in blocks 35/9 and 36/7, around 70 kilometres north of the Troll field and 45 kilometres off the coast of western Norway. 
Feltet ligger i blokkene 35/9 og 36/7, om lag 70 kilometer nord for Troll-feltet og 45 kilometer utenfor kysten av Sogn og Fjordane.
Reserves are estimated at around 40 billion cubic metres of gas and around 83 million barrels of oil and condensate. 
Reservene er beregnet til rundt 40 milliarder kubikkmeter gass og om lag 83 millioner fat olje og kondensat.
Gaz de France takes over as operator when the field comes onstream with a 30% stake. 
Gaz de France overtar som driftsoperatør når feltet settes i produksjon.
Other licensees are Petoro with 30%, Statoil (20%), Shell (12%) and RWE Dea (8%). 
Rettighetshaverne i lisensen er Gaz de France (30 prosent), Petoro (30), Statoil (20), Shell (12) og RWE Dea (8).
As development operator, Statoil has signed an agreement with Transocean Offshore for drilling of production wells at the North Sea's Gjøa field. 
Utbyggingsoperatøren Statoil har inngått en kontrakt med Transocean Offshore for boring av produksjonsbrønner på Gjøa-feltet i Nordsjøen.
The new blend will initially be sold at all the group’s service stations in the east Norwegian counties of Hedmark, Oppland and Buskerud. 
I første omgang skal den nye blandingen drivstoff selges på alle selskapets stasjoner i Hedmark, Oppland og Buskerud.
Biodiesel is a renewable fuel which helps to reduce carbon dioxide emissions from vehicles. 
Biodiesel er et fornybart drivstoff som bidrar til å redusere CO2-utslippene fra bilparken.
All vehicles with diesel engines can run on such fuel without noticing any differences and without voiding the engine guarantee. 
Alle biler med dieselmotor kan kjøre på slik diesel uten at det merkes noen forskjell eller at det går ut over motorgarantien.
“Reducing carbon emissions represents one of the biggest environmental challenges of our age,” says Mr Rinde. 
- Reduksjon av CO2-utslipp er en av vår tids største miljøutfordringer.
“Climate problems call for a global and national commitment by governments, industry and consumers. 
Klimaproblemene krever global og nasjonal innsats av myndigheter, industri og forbrukere.
“Land transport accounts for about 22% of Norway’s total carbon emissions, and biofuels can make a significant contribution to reducing this proportion.” 
Landbasert transport står for omkring 22 prosent av Norges samlede CO2-utslipp.
Further information from: Knut Hansen, public affairs manager, Statoil Norge AS, mobile +47 91 73 80 53 
For ytterligere informasjon: Informasjonssjef Knut Hansen, mobil 91 73 80 53
Statoil is expanding its involvement with biological fuels by mixing 5% biodiesel in normal autodiesel oil for sale in Norway. 
Statoil øker sin satsing på biodrivstoff ved å blande fem prosent biodiesel i vanlig autodiesel i Norge.
The drilling marks the start of a busy exploration programme for the West Epsilon rig which initially will drill four North Sea exploration wells for Statoil. 
Boringen markerer starten på et tett leteprogram for riggen West Epsilon, som i første omgang skal bore fire letebrønner for Statoil i Nordsjøen.
"We've secured significant capacity in the North Sea over the next few years with the West Epsilon contract," says Tim Dodson, Statoil's senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf (NCS). 
– Gjennom kontrakten for West Epsilon har vi sikret oss betydelig kapasitet i Nordsjøen de neste årene.
In the summer, Statoil signed a contract with the Seadrill company for the chartering of the jack-up rig for three years. 
Statoil inngikk i sommer en kontrakt med selskapet Seadrill for leie av West Epsilon i tre år.
West Epsilon can only operate at water depths down to 128 metres. 
West Epsilon er en oppjekkbar rigg som bare kan operere på havdyp ned til 128 meter.
The rig has now begun drilling the first well on the Biotitt prospect, south west in block 16/4 in production licence 339, awarded in 2004. 
Riggen er nå i gang med å bore den første brønnen på Biotitt-prospektet sørvest i blokk 16/4 i produksjonslisens 339, tildelt i 2004.
The prospect lies north east of the Sleipner West field. 
Prospektet er nordøst for Sleipner Vest-feltet.
Statoil is operator with a 70% stake, while ExxonMobil has 30%. 
Statoil er operatør med 70 prosent, mens ExxonMobil har 30 prosent.
The well will be drilled to a total depth of around 2,400 metres. 
Brønnen skal bores til en total dybde på omkring 2400 meter.
The water depth in the area is around 91 metres. 
Vanndypet i området er 91 meter.
Following Biotitt drilling, the rig will continue exploration in the southern part of the North Sea. 
Etter boring på Biotitt-prospektet skal riggen fortsette leting i sørlige del av Nordsjøen.
Well number two will be drilled on the Ermintrude prospect in block 15/6 in production licence 303, awarded in 2003. 
Brønn nummer to skal bores på Ermintrude-prospektet i blokk 15/6 i produksjonslisens 303, tildelt i 2003.
Following that, it will be moved to the Ragnarrock structure in production licence 265, awarded in 2001. 
Deretter skal riggen flyttes til Ragnarrock-strukturen i produksjonslisens 265, tildelt i 2001.
"The four exploration wells that will initially be drilled are in areas that could yield valuable additional resources near existing infrastructure," says Mr Dodson. 
– De fire letebrønnene som skal bores i første omgang er i områder som kan gi verdifulle tilleggsressurser nær eksisterende infrastruktur.
"The wells are an important part of Statoil's exploration programme on the NCS." 
Brønnene er en viktig del av Statoils leteprogram på norsk sokkel, sier Dodson.
West Epsilon will also drill in the "cellar" under the Statoil-operated Huldra field in production licence 051. 
West Epsilon skal også bore i "kjelleren" under det Statoil-opererte Huldra-feltet i produksjonslisens 051.
"West Epsilon's activity is important for us in achieving our goal of producing one million barrels of oil equivalent on the NCS in 2015," says Mr Dodson. 
– West Epsilons aktivitet er viktig for at vi skal nå vår ambisjon om å produsere 1 million fat oljeekvivalenter på norsk sokkel i 2015, sier Dodson.
Statoil has today, Thursday 28 December, commenced drilling of exploration well 16/4-4 on the North Sea Biotitt prospect. 
Statoil har i dag, 28. desember, startet boring av letebrønnen 16/4-4 på Biotitt-prospektet i Nordsjøen.
The operatorship and an 80% working interest in Mediterranean block 10 have been offered to Statoil following an international bidding round. 
I den internasjonale budrunden fikk Statoil tilbud om operatørskap og en andel på 80 prosent i blokk 10 i Middelhavet.
Sonatrach International Petroleum Exploration & Production (Sipex) – a wholly-owned subsidiary of Algerian state oil and gas company Sonatrach – has received a working interest of 20%. 
Sonatrach International Petroleum Exploration & Production (SIPEX) - et heleid datterselskap av Algeries statlige olje- og gasselskap Sonatrach – er tildelt en andel på 20 prosent.
The offer is conditional on the conclusion of a production sharing agreement, as well as on final approval by the Egyptian parliament. 
Tilbudet forutsetter en inngåelse av en produksjonsdelingsavtale samt en endelig godkjenning fra det egyptiske parlamentet.
Only three weeks have passed since Statoil was allocated the operatorship and an 80% working interest in block 9 in the same waters. 
Det er bare tre uker siden Statoil ble tildelt operatørskap og en andel på 80 prosent i blokk 9 i samme området.
Blocks 9 and 10 lie west of the Nile delta and cover areas of 8,368 and 9,802 square kilometres respectively. 
Blokkene 9 og 10 ligger vest for Nilen-deltaet og dekker områder på henholdsvis 8368 og 9802 kvadratkilometer.
The country currently produces about 1.5 million barrels of oil equivalent per day, of which 60% is gas. 
I Egypt produseres det om lag 1,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag, 60 prosent av dette er gass.
Substantial discoveries in recent years have made Egypt a gas exporter. 
Betydelige gassfunn de siste årene har gjort at landet har startet eksport av gass.
Statoil opened an office in Cairo last January. 
Statoil åpnet kontor i Kairo i januar 2006.
A working interest offered to Statoil in a deepwater block off Egypt marks the second award of exploration acreage recently secured by the group in this north African country. 
Statoil er tildelt en andel i en dypvannsblokk utenfor Egypt.
In connection with the Snøhvit development in the Barents Sea, Statoil and Linde developed heat exchange technology for use in the liquefied natural gas (LNG) plant. 
I forbindelse med Snøhvit-utbyggingen i Barentshavet utviklet Statoil og Linde varmevekslerteknologi til bruk i LNG-anlegg (LNG, liquefied natural gas, flytende, nedkjølt tørrgass).
The companies jointly own the technology. 
Selskapene eier teknologien sammen.
Linde won the main contract for the design of the LNG plant on Melkøya, off the coast of Hammerfest, where the technology will be utilised. 
Linde fikk så hovedkontrakten for prosjektering av LNG-anlegget på Melkøya utenfor Hammerfest, der teknologien skal tas i bruk.
Parts of the technology, which is being marketed by Linde, will be used in Shell’s North West Shelf project in Karratha, Australia. 
Deler av teknologien, som markedsføres av Linde, skal brukes i Shells North West Shelf-prosjekt i Karratha i Australia.
Shell will thus become the first user of the technology, since the plant in Australia will be operational before Snøhvit. 
Shell blir dermed den første brukeren, fordi anlegget i Australia kommer i drift før Snøhvit.
The technology includes spool-wound heat exchangers that are part of the process of cooling down the gas to minus 163 degrees celsius, which is the temperature at which the gas converts to a liquid. 
Teknologien omfatter spiralrørvarmevekslere som inngår i prosessen med å kjøle ned gassen til minus 163 grader celsius.
“What we have done on Snøhvit is based on Statoil’s own technology,” reports Roy Scott Heiersted, concept and technology coordinator for the project. 
"Det vi har gjort på Snøhvit er basert på Statoils egen teknologi," sier Roy Scott Heiersted, konsept- og teknologiansvarlig for prosjektet.
He adds that the Snøhvit licence was the first customer to buy the process technology, choosing it over other alternative solutions. 
Han legger til at Snøhvit-lisensen var første kunde for bruk av prosessteknologien og at lisensen valgte den i konkurranse med andre alternativer.
Mr Heierstad says that Statoil and Linde’s process technology makes optimum use of the energy; in addition, the heat exchanger is very flexible with a view to building a larger plant. 
Heierstad sier at Statoil og Lindes prosessteknologi utnytter energien optimalt, dessuten er varmeveksleren meget fleksibel med tanke på å bygge større anlegg.
Technology that Statoil and Linde have together developed for the Snøhvit project will also be used by Shell in Australia. 
Teknologi som Statoil og Linde sammen har utviklet til Snøhvit-prosjektet, skal også brukes av Shell i Australia.
The well, located 240 kilometres from the Orinoco Delta, was drilled to a total depth of 3,406 metres. 
Brønnen, som er lokalisert 240 kilometer nordøst for Orinoco-deltaet, ble boret til et dyp av 3406 meter.
A total of three intervals were tested in which dry gas was confirmed. 
Tre soner i brønnen ble testet, og det ble bekreftet tørr gass i alle disse.
The true potential of Block 4 cannot be confirmed until the whole exploration programme has been completed. 
Det virkelige ressursgrunnlaget i blokk 4 kan ikke bekreftes før hele leteprogrammet er fullført.
“The well was drilled with an excellent safety record and no serious incidents," Mr Kristiansen notes. 
– Brønnen ble boret med gode sikkerhetsresultater, uten alvorlige hendelser, påpeker han.
Plataforma Deltana Block 4 is a licence awarded to Statoil by the Venezuelan government in 2003. 
Plataforma Deltana blokk 4 er en lisens som Statoil ble tildelt av den venezuelanske regjeringen i 2003.
PDVSA Gas has the option to participate up to 35% once a commercial discovery has been declared. 
PDVSA Gas kan delta med opptil 35 prosent når et funn er blitt erklært drivverdig.
Statoil has been present in Venezuela for 11 years and participates in the Sincor project together with PDVSA and Total. 
Statoil har hatt virksomhet i Venezuela i 11 år og deltar sammen med PDVSA og Total i Sincor-prosjektet.
Sincor is recognised as the most successful project in the Orinoco Belt and produces, upgrades, and commercialises extra heavy crude oil. 
Sincor anses som det mest vellykkede prosjektet i Orinoco-beltet og produserer, oppgraderer og kommersialiserer tungolje.
Statoil has completed the drilling of Cocuina-2X, as part of a three-well exploration campaign in Block 4 of Plataforma Deltana, off eastern Venezuela. 
Statoil har fullført boringen av Cocuina-2X, den første av tre letebrønner i blokk 4 i Plataforma Deltana-området utenfor Venezuela.
As of 3 January 2007 Statoil employees will find the following information about their flights' CO2 emissions on their travel reservations from Berg-Hansen: 
Fra og med 3. januar 2007 vil alle ansatte i Statoil finne følgende informasjon om flyreisens CO2-utslipp på reisereservasjonene fra Berg-Hansen:
"On this journey your share of the total emissions will be XX kilograms. 
"På denne reiseruten vil din andel av de totale CO2-utslipp være XX kilo.
This is only an estimate. 
Dette er kun et estimat.
Actual emissions will vary according to weather conditions, landing approach route, type of aircraft, weight and number of passengers etc. 
Utslippet vil variere med vær, innflygningsrute, flytype, vekt og antall passasjerer m.m.
The emission will be offset by Statoil through the purchase of CO2quotas in the international emission trading market." 
Utslippet blir kompensert av Statoil gjennom kjøp av CO2-kreditter i det internasjonale kvotemarkedet."
In 2006, Statoil was the first company in Norway to introduce a scheme through which the company could buy quotas for CO2 emissions that offset the emissions generated by business travel and heating/cooling of all Statoil offices. 
Statoil innførte i 2006, som første selskap i Norge, en ordning der selskapet kjøper kvoter for utslipp av CO2.
The group gets its quotas, for instance, through investments in the World Bank’s Community Development Carbon Fund (CDCF). 
Kvotene får selskapet blant annet gjennom investeringer i Verdensbankens Community Development Carbon Fund (CDCF).
Statoil is now going one step further and establishing a collaboration with the Berg-Hansen travel agency to identify carbon emissions from individual journeys. 
Nå går Statoil et steg videre og etablerer et samarbeid med Berg-Hansen Reisebureau for å synliggjøre CO2-utslipp for enkeltreiser.
"We're doing this to increase our common environmental awareness and to improve understanding of the climate challenges facing us," says Nina Udnes Tronstad, Statoil's executive vice president for health, safety and the environment. 
- Vi gjør dette for å øke vår felles miljøbevissthet og for å bedre forståelsen av klimautfordringene vi står overfor.
"We live in a world where we are dependent on flying," says Per Arne Villadsen, managing director of Berg-Hansen. 
- Vi lever i en verden der vi er avhengige av å fly.
Statoil and the Berg-Hansen travel agency are joining forces to raise awareness about carbon dioxide emissions in connection with business travel. 
Statoil og Berg-Hansen Reisebureau går sammen for å øke bevisstheten om utslipp av karbondioksid i forbindelse med tjenestereiser.
A total of 94 people were onboard the Hydro-operated Njord A platform on Thursday afternoon. 
Det var torsdag ettermiddag totalt 94 personer om bord på den Hydro-opererte Njord A-plattformen.
The leak was quickly brought under control, and the situation was normalized within an hour. 
Lekkasjen ble raskt brakt under kontroll, og situasjonen var normalisert i løpet av en time.
The gas injection well is now closed, to enable the valve to be repaired. 
Gassinjeksjonsbrønnen er nå stengt slik at ventilen kan repareres.
However, this does not affect production, which will soon be back at the normal level for Njord - around 25,000 barrels per day. 
Dette påvirker imidlertid ikke produksjonen, som snart er oppe på normalnivået for Njord på rundt 25.000 fat per dag.
The Njord field has been developed with a floating steel platform, Njord A, which has an integrated deck with drilling and processing facilities, as well as living quarters. 
Njord-feltet er bygd ut med en flytende stålplattform, Njord A, med et integrert dekk med bore- og prosesseringsanlegg og boligkvarter.
The field is located around 130 kilometers north-west of Kristiansund. 
Feltet ligger om lag 130 kilometer nordvest for Kristiansund.
The award has been established by Hydro to stimulate innovation, best practice sharing and motivation in the company. 
Den årlige Innovasjonsprisen i Hydro er opprettet for å stimulere til nyskaping, deling av beste praksis og motivasjon i selskapet.
A team from Hydro's Oil & Energy business area won the Innovation Award for 2006 with its entry, “Virtual Geological Reality: Making business out of onshore geology.” 
Et team fra Hydros forretningsområde Olje & Energi vant selskapets innovasjonspris for 2006 med bidraget “Virtual Geological Reality: Making business out of onshore geology”.
High-tech tools 
Høyteknologisk
The group used surface studies, global positioning technology, satellite imagery and other high-tech tools to create a digital model of oil reservoirs deep underground. 
Gruppen har brukt overflatestudier, global posisjoneringsteknologi, satellittbilder og andre høyteknologiske verktøy for å skape en digital modell av oljereservoarer dypt nede i jorda.
The model helps identify more specifically where oil might be by studying surface geology and extrapolating where oil might be found by following the formations underground. 
Modellen bidrar til å kartlegge akkurat hvor det kan være olje, ved å studere geologiske trekk ved overflaten og utlede hvor oljen kan befinne seg ved å følge formasjonene under bakken.
The resulting model can be viewed using Hydro’s proven CAVE virtual reality tool, which allows users to view 3D replications of underground formations. 
Modellen kan studeres med Hydros verktøy for kunstig virkelighet, CAVE, som gjør at brukerne kan se tredimensjonale reproduksjoner av formasjoner under bakken.
The benefit of this new approach is lowering exploration and production risk and costs. 
Fordelen med denne nye metoden er lavere risiko og reduserte kostnader, både i letevirksomhet og produksjon.
The new workflow and technique means that field training and courses become more applied, and expensive field time can be saved, and costly mistakes can be prevented. 
Den nye arbeidsteknikken betyr at feltopplæringen og kursingen blir mer anvendt, i tillegg til at man kan spare dyr arbeidstid på feltet og forhindre kostbare feiltakelser.
More than 70 nominees 
Mer enn 70 bidrag
“Innovation is a fundamental part of how we do business,” said Executive Vice President Hilde Merete Aasheim, head of Leadership and culture in Hydro, at the Innovation Award ceremony, which took place in connection with Hydro's top leader Summit meeting in Molde, Norway, on Thursday. 
– Innovasjon er en grunnleggende del av vår måte å drive virksomhet på, sa konserndirektør Hilde Merete Aasheim, ansvarlig for Ledelse og kultur i Hydro, i forbindelse med prisutdelingen, som fant sted under Hydros toppledersamling i Molde torsdag.
In all, five teams competing for the award presented their ideas at the Summit – three from the Oil & Energy business area and two from Aluminium Products. 
Til sammen fem finalister presenterte sine bidrag til innovasjonsprisen på toppmøtet – tre fra Olje & Energi og to fra Aluminium Products i Hydro.