natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Following completion of well 16/2-12, the Ocean Vanguard drilling rig will move to Johan Sverdrup to drill two appraisal wells in the central and southern parts of PL 265. 
Etter at brønn 16/2-12 er ferdig vil boreriggen Ocean Vanguard gå til Johan Sverdrup for å bore to avgrensningsbrønner i den sentrale og den sørlige delen av PL265.
Well 16/2-12 is the eighth well in production licence 265. 
Brønn 16/2-12 er den åttende brønnen i PL265.
The well was drilled to a vertical depth of 2045 metres below sea level at a sea depth of 115 metres. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2045 meter under havoverflaten på 115 meters havdyp.
Statoil is operator for production licence PL265 with an ownership share of 40% interest. 
Statoil er operatør for PL265 med en eierandel på 40 prosent.
The licence partners are Petoro AS (30%), Det norske oljeselskap ASA (20%) and Lundin Norway AS (10%). 
Partnerne i lisensen er Petoro AS (30 prosent), Det norske oljeselskap ASA (20 prosent) og Lundin Norway AS (10 prosent).
(*) APA = Awards in predefined areas 
(*) TFO = Tildeling i forhåndsdefinerte områder
Geitungen map GIF 830 kB 
Nedlastbart kart - Geitungen GIF 845 kB
Presentation: Geitungen - A new oil discovery in the Johan Sverdrup area PDF 4 MB 
Presentation: Geitungen- A new oil discovery in the Johan Sverdrup area PDF 4 MB
Geitungen core sample JPG 1 MB 
Nedlastbart bilde av kjerneprøven JPG 1 MB
Ocean Vanguard drilling rig - Photo: Harald Pettersen JPG 5 MB 
Bilde av boreriggen Ocean Vanguard - Foto: Harald Pettersen JPG 5 MB
The Ocean Vanguard drilling rig. 
Boreriggen Ocean Vanguard.
In 14 of the companies where we have an ownership stake we have already made or plan to make direct use of their technology in our operations and projects. 
I 14 av selskapene vi er inne på eiersiden av, har vi allerede tatt i bruk eller har planer om å bruke teknologien direkte i våre operasjoner og prosjekter.
"We make investments and help develop companies at an early stage in order to mature technology which we in Statoil and other players need to solve our future challenges," says Siri Espedal Kindem, senior vice president of technology in Statoil. 
– Vi investerer i og hjelper med å utvikle selskaper i tidlig fase for å modne frem teknologi som vi i Statoil og andre aktører trenger for å løse fremtidens utfordringer.
"The companies are assisted in building and commercialising their technology and they gain from developing and piloting their technology in cooperation with us." 
Selskapene får hjelp til å bygge seg opp og kommersialisere teknologien, og får sin gevinst ved å utvikle og pilotere sin teknologi, sier Siri Espedal Kindem, Statoils teknologidirektør.
Siri Espedal Kindem, senior vice president of technology in Statoil. 
Siri Espedal Kindem, Statoils teknologidirektør.
Technology and innovation are critical for Statoil to reach its ambition of a production above 2.5 million barrels of oil equivalent per day from 2020. 
Teknologi og innovasjon er nøkkelen for at Statoil skal nå ambisjonen om produksjon på 2,5 millioner fat oljeekvivalenter daglig etter 2020.
Statoil's technology strategy has identified four areas as particularly important: seismic imaging, increased oil recovery (IOR) and reservoir characterisation, subsea technology and drilling and well technology, as well as technology addressing safety, environment and the climate challenge. 
Statoil har i sin teknologistrategi har pekt ut fire områder som spesielt viktige: seismisk avbildning, økt utvinning og reservoarkarakterisering, undervannsteknologi, og boring og brønn, samt teknologi som adressere miljø, sikkerhet og klimautfordringene.
Commercialising technology 
Kommersialiserer teknologi
After an external management company has managed parts of Statoil's investments in new technology companies for a period Statoil decided early last year to take management of the portfolio back in-house. 
Etter en periode der en ekstern aktør forvaltet deler av Statoils investeringer i nye teknologiselskaper, har Statoil igjen tatt en mer aktiv rolle.
"The reason for this is that we need a close and good collaboration with the technology users in Statoil," says Richard Erskine, head of Statoil Technology Invest. 
– Bakgrunnen for dette er at vi ønsker et tett og godt samspill med brukerne av teknologien internt i Statoil.
In connection with the return of the management responsibility Statoil Technology Invest has also rationalised the portfolio. 
I forbindelse med tilbakeføringen av forvaltningsansvaret har Statoil Technology Invest også foretatt en rasjonalisering av porteføljen.
So far this year, Statoil has made three investments and three divestments, and in cooperation with managment and co-owners a number of strategic changes in the portfolio companies have been made that are yielding positive results. 
Det er gjennomført tre selskapsinvesteringer og tre salg hittil i år, og sammen med ledelse i selskapene, og med andre eiere, er det tatt initiativ til en rekke strategiske endringer som gir positive resultater i porteføljeselskapene.
Richard Erskine, head of Statoil Technology Invest. 
Richard Erskine, leder for Statoil Technology Invest.
The 11 top priority companies have a 2011 turnover of around NOK 380 million and an expected annual growth of up to 40% in 2012. 
De 11 høyest prioriterte selskapene har en årlig omsetning i 2011 på 380 millioner kroner, og forventet årlig vekst på opp mot 40 prosent i 2012.
Early access to ideas 
Tidlig tilgang til ideene
Although the main purpose of the investment activities is not to obtain the highest possible return, Erskine underlines that Statoil only makes investments in companies where we can expect commercial returns. 
Selv om hovedbegrunnelsen for investeringsvirksomheten ikke er høyest mulig finansiell avkastning viser Erskine likevel til at det kun investeres i selskaper hvor man kan forvente en kommersiell avkastning.
"In order to obtain early access to the best ideas and new companies to invest in, it is also important to ensure that entrepreneurs and contractors get at least the same, or ideally a better, financial upside by working with Statoil Technology Invest compared to other financial venture players," says Erskine. 
– For å få tidlig tilgang til de beste ideene og nye selskaper å investere i, er det også viktig for oss å sikre at gründere og entreprenører får en minst like bra, og helst bedre, finansiell oppside ved å jobbe sammen med Statoil Technology Invest sammenlignet med andre finansielle venture-aktører, sier Erskine.
Statoil Technology Invest cooperates with a number of venture and investment communities in Norway and internationally, as well as with the corporate venture companies of the international oil companies. 
Statoil Technology Invest samarbeider med en rekke venture- og investeringsmiljøer i Norge og internasjonalt, så vel som med corporate venture-selskapene til de internasjonale oljeselskapene.
"Statoil must solve new technological challenges in order to succeed in its international operations, and then it is crucial to find the right technology at an early stage. 
– Statoil må løse nye teknologiske utfordringer for å lykkes med sin internasjonale satsing, og da er det viktig at vi er tidlig ute og finner riktig teknologi.
A case in point is the initiative in US onshore activities and shale oil and gas," says Erskine. 
Eksempel her er satsingen på US onshore og shale olje og gass, sier Erskine.
Broad technology support 
Bred teknologistøtte
Venture capital is only one of several important instruments Statoil uses to develop new technology. 
Direkte eierskap er bare ett av de viktige virkemidlene Statoil har for å utvikle ny teknologi.
STI also has responsibility for Statoil's LOOP programme. 
Statoil Technology Invest har også ansvar for Statoil's LOOP program.
During the LOOP programme's 20 years of existence more than 260 companies and technologies have received support, and many of these technologies are in use in Statoil today. 
I de over 20 årene LOOP-programmet har eksistert, har over 260 selskaper og teknologier blitt støttet, og mange av teknologiene er i dag i bruk i Statoil.
Through the loop programme STI supports technology development with financial contributions and expertise without taking an ownership stake. 
Gjennom LOOP-program støtter Statoil Technology Invest teknologiutvikling finansielt og kompetansemessig, uten å gå inn på eiersiden.
"We often see that LOOP represents the first contact with the company, while we can expand our involvement by taking an ownership position later.We are often involved in development of a company for a period of seven to ten years" says Erskine. 
– Ofte ser vi at LOOP er den første kontakten med selskapet, og så kan vi utvide vårt engasjement ved å gå inn på eiersiden etter hvert.
Statoil is also among the largest private investors in the leading seed capital funds Sarsia Seed, SåkorninVest II, ProVenture Seed, Alliance Venture Polaris and Norinnova Invest. 
Statoil er også en av de største private investorer i de ledende såkornfondene Sarsia Seed, Såkorn Invest II, Proventure Seed, Alliance Venture Polaris og Norinnova Invest.
These make active investments in oil, gas and renewable energy venture companies, but also in other sectors. 
Disse investerer aktivt i oppstartbedrifter innenfor olje, gass og fornybar energi, men også innenfor andre sektorer.
In addition to being an investor in the seed funds we also cooperate with them on investing in some venture companies. 
I tillegg til å være investor i såkornfondene, investerer vi også sammen med disse i en del oppstarts bedrifter.
Statoil's exploration experience in the Barents is already extensive. 
Statoil har allerede bred erfaring fra leting i Barentshavet.
Of the 94 exploration wells drilled in the Norwegian Barents Sea so far, Statoil has been involved in 89. 
Av de 94 letebrønnene som hittil er boret i den norske delen av Barentshavet har Statoil vært involvert i 89.
Nine more Statoil-operated wells are on their way here next year. 
Ytterligere ni Statoil-opererte brønner er underveis her neste år.
"After our Skrugard and Havis discoveries we still see attractive opportunities here," says Statoil Exploration executive vice president Tim Dodson. 
– Etter Skrugard- og Havis-funnene våre ser vi fortsatt attraktive muligheter her, sier Statoils konserndirektør for Leting Tim Dodson.
"This is a less challenging area, as the Norwegian Barents is one of the only Arctic areas with a year-round ice-free zone. 
– Dette er et mindre utfordrende område, siden den norske delen av Barentshavet er et av de eneste områdene i Arktis med isfri sone hele året.
We also see the possibility of utilising knowledge gained here for Arctic prospects elsewhere later on – just like we've already done with Snøhvit." 
Vi ser også på muligheten for at de erfaringer vi gjør her kan brukes på prospekter i andre deler av Arktis senere, slik vi allerede har gjort på Snøhvit.
Tim Dodson, Statoil Exploration executive vice president . 
Tim Dodson, Statoils konserndirektør for Leting.
Statoil will start drilling in Nunatak in the Skrugard area in December, and will drill and complete four wells in this area over a six-month period. 
Statoil vil begynne boring i Nunatak i Skrugard-området i desember, og vil bore og fullføre fire brønner i dette området over en seksmåneders periode.
"These wells are time critical, as any additional resources will make the Skrugard development even more robust," says Dodson. 
– Disse brønnene er tidskritiske, siden eventuelle tillegg av ressurser vil gjøre Skrugard-utbyggingen ennå mer robust, sier Dodson.
The campaign will then continue with the drilling of two-three wells in the Hoop frontier exploration area further north in the Barents in the summer of 2013. 
Kampanjen vil deretter fortsette med boring av to-tre brønner i det nye og ukjente leteområdet Hoop lenger nord i Barentshavet i løpet av sommeren 2013.
These will be the northernmost wells ever drilled in Norway. 
Dette vil være de nordligste brønnene som noen gang er boret i Norge.
The 2013 Barents drilling campaign finishes in the most mature province of the Barents: the Hammerfest basin. 
Borekampanjen i 2013 fullføres i Hammerfest-bassenget, som er ligger i en av de mest modne områdene av Barentshavet.
Statoil will carry out growth exploration close to the existing Snøhvit and Goliat discoveries here. 
Statoil vil gjennomføre leting i vekstområder nær funnene Snøhvit og Goliat.
Arctic drilling unit 
Arktisk boreenhet
In addition to increasing its drilling activities, Statoil has created a technology road map to prepare for activities in even harsher Arctic areas. 
I tillegg til å øke sin borevirksomhet har Statoil utformet et teknologisk veikart for å forberede seg for aktiviteter i enda mer værharde områder enn Arktis.
A tripling of the current Arctic research budget – from NOK 80 million (in 2012) to NOK 250 million (in 2013) 
En tredobling av dagens forskningsbudsjett for Arktis, fra 80 millioner kroner (i 2012) til 250 millioner kroner (i 2013)
A research cruise to north east Greenland in September 
Et forskningscruise til den nord-østlige delen av Grønland i september
The maturing of an Arctic drill unit concept 
Modning av et arktisk boreenhetskonsept
Some of the technology highlights include work to allow for cost-effective 3D seismic for exploration prospect evaluation in ice, and the continuing development of a tailor-made, Arctic drill unit. 
Noen av de teknologiske høydepunktene omfatter arbeid for å gjennomføre kostnadseffektiv 3D-seismikk for vurdering av leteprospekter i isfylte farvann, og den pågående utviklingen av en skreddersydd arktisk boreenhet.
The work on the future drilling unit is based on Statoil's experience with developing specialised category rigs for the Norwegian continental shelf (NCS). 
Arbeidet med den framtidige boreenheten er basert på Statoils erfaring med utvikling av spesialiserte kategori-rigger for norsk sokkel.
Margareth Øvrum, Statoil Technology, Projects and Drilling executive vice president. 
Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Functions here are to include a management system to reduce ice impact, an optimised drilling package for faster drilling and increased rig availability, and solutions to ensure that the rig maintains its position. 
Enhetens funksjoner vil omfatte et styringssystem for å redusere sammenstøt med is, en optimal borepakke for raskere boring og større riggtilgjengelighet, og løsninger som skal sørge for at riggen holder posisjonen.
At present no robust solution for dynamic positioning dedicated for ice operation exists. 
I dag finnes det ingen robust løsning for dynamisk posisjonering til bruk ved operasjoner med is.
"When we see a technology need, we try to fill the gap ourselves. 
– Når vi ser et teknologibehov, prøver vi å fylle gapet selv.
We have now directed our strategic focus towards developing technology for exploration and production in ice. 
Vi har rettet vårt strategiske blikk mot utvikling av teknologi for leting og produksjon i områder med is.
A new dedicated unit has been established to solve these challenges," says Statoil Technology, Projects and Drilling executive vice president Margareth Øvrum. 
Det er etablert en ny enhet for å løse disse utfordringene, sier Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Capacity is key 
Kapasitet er nøkkelen
"We've secured a five-year contract for Seadrill's West Hercules drilling rig. 
– Vi har sikret oss en femårskontrakt med Seadrill for bruk av boreriggen West Hercules.
The rig is currently being prepared for Arctic conditions, and can be used to drill consecutively in the region for years to come," Dodson says. 
Riggen blir nå tilpasset arktiske forhold, og vil kunne brukes til å bore kontinuerlig i regionen i årene framover, sier Dodson.
Broad exploration experience in the Barents Sea and available rig capacity make Statoil well prepared for the 22nd licence round on the NCS. 
Bred leteerfaring fra Barentshavet og tilgjengelig riggkapasitet gjør at Statoil er godt forberedt for den 22. lisensrunden på norsk sokkel.
Applications are due in early December, while the awarding of new licences will take place in spring 2013. 
Søknadsfristen er tidlig i desember og tildeling av nye lisenser skal skje våren 2013.
Seventy-two blocks in the Barents will be on offer. 
Runden tilbyr 72 blokker i Barentshavet.
"The Skrugard discovery has reignited interest in the Barents. 
– Skrugard-funnet har fornyet interessen for Barentshavet.
A number of major companies that had left the area will be looking to make their way back in. 
En rekke store selskaper som har forlatt området vil se etter muligheter til å komme tilbake.
The competition will be fierce, but we've built up a strong track record here, and our application will reflect this," Dodson says. 
Konkurransen vil bli hard, men vi kan vise til gode resultater her, og vår søknad vil gjenspeile dette, sier Dodson.
The Polar Pioneer drilling rig in the Barents Sea. 
Boreriggen Polar Pioneer i Barentshavet.
The Norwegian Petroleum Directorate gives credit to the Oseberg specialists for their thorough efforts over many years to boost the value added by the field. 
Oljedirektoratet gir fagmiljøet på Oseberg honnør for grundig arbeid gjennom flere år for å øke verdiskapningen fra feltet.
Carl Frederik Eek-Jensen, head of petroleum technology in the Oseberg organisation. 
Carl Frederik Eek-Jensen, leder for petroleumsteknologi i Oseberg-organisasjonen.
Last year we managed to replace our production volume by new reserves in the Oseberg area. 
I fjor klarte vi å erstatte volumet vi produserte med nye reserver i Oseberg-området.
That is proof of perseverance in an area where we have producing for more than 20 years," says Carl Frederik Eek-Jensen, head of petroleum technology in the Oseberg organisation. 
Det viser standhaftighet i et område hvor vi har produsert i over 20 år, sier Carl Frederik Eek-Jensen, leder for petroleumsteknologi i Osebergorganisasjonen.
Major investments 
Store investeringer
Gas injection has been the most important IOR measure on the main Oseberg field. 
Gassinjeksjon har vært det viktigste tiltaket for å øke oljeproduksjonen på Osebergs hovedfelt.
"The original plan was to develop the field using injected water as pressure support, but according to our calculations gas injection has generated 400-500 million extra barrels of oil on the field," says Eek-Jensen. 
– Feltet ble opprinnelig planlagt utviklet med vanninjeksjon som trykkstøtte, men etter våre beregninger har valget av gassinjeksjon gitt 400-500 millioner fat ekstra olje på feltet, sier Carl Fredrik Eek-Jensen.
Statoil and the licence partners are still investing heavily in the field. 
Statoil og partnerne i lisensen investerer fortsatt mye i feltet.
"In fact, new 4D seismic is now available for us in mapping the remaining resources and this will provide a better basis for designing and positioning new wells on the field. 
- I disse dager er det ferdigstilt ny 4D-seismikk for å kartlegge gjenværende ressurser og gi bedre grunnlag for å designe og plassere nye brønner på feltet.
Considerable sums have also been invested recently in drill upgrades on the platforms. 
Det er også nylig investert betydelige summer i boreoppgraderinger på plattformene.
Last year we got the green light for extended gas injection and we are therefore deferring our increase in gas exports from 2017 to 2020. 
I fjor fikk vi gjennomslag for forlenget gassinjeksjon og vi utsetter dermed opptrappingen i gasseksport fra 2017 til 2020.
This will help us increase recovery even further." 
Dette bidrar til å øke utvinningen enda mer, sier Eek-Jensen.
The current plans for Oseberg mean that the oil recovery rate for the main reservoir is estimated at as much as 69%. 
Med dagens planer for Oseberg er oljeutvinningsgraden for hovedreservoaret anslått til å være hele 69 prosent.
The average recovery rate in the rest of the world is 35%, while Statoil's recovery rate for the Norwegian continental shelf (NCS) as a whole is 50%. 
Gjennomsnittlig utvinningsgrad i resten av verden er på 35 prosent og for norsk sokkel har Statoil en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 50 prosent.
Improved recovery – every single day 
Økt utvinning – hver eneste dag
For Statoil, improved recovery from existing fields is just as important as exploration in terms of maintaining the production levels on the NCS. 
For Statoil er økt utvinning fra eksisterende felt like viktig som leting for å opprettholde produksjonsnivået på norsk sokkel.
"The sub-surface specialists on Oseberg are the epitome of a team that has worked long and systematically on IOR to produce some fantastic results. 
– Undergrunnsmiljøet på Oseberg er et eksempel på et team som har jobbet lenge og systematisk med økt utvinning, og har skapt fantastiske resultater.
IOR is all about thinking long term and holistically; and since we submitted our PDO for Oseberg in the 1980s, we've doubled the reserves on the field," says Michelsen. 
Økt utvinning handler om å tenke langsiktig og helhetlig, og siden vi leverte utbyggingsplan for Oseberg på 80-tallet har vi doblet reservene på feltet, sier Michelsen.
Troll gas gave more Oseberg oil 
Troll-gass ga mer Oseberg-olje
The recovery success story on Oseberg began with the Troll Oseberg gas injection project (TOGI). 
Utvinningseventyret på Oseberg begynte med TOGI (Troll Oseberg gassinjeksjonsprosjekt).
At the end of the 1980s the gas injection project was both revolutionary and controversial. 
På slutten av 80-tallet var gassinjeksjonsprosjektet både revolusjonerende, og omdiskutert.
TOGI came on stream in 1991 and was utilised to inject gas from Troll in order to maintain pressure on the Oseberg field and ensure optimal recovery. 
TOGI ble satt i produksjon i 1991, og ble benyttet til å injisere gass fra Troll for trykkvedlikehold i Osebergfeltet for å sikre optimal utvinning.
It was a remotely controlled subsea installation – the first of its kind in the world. 
Det var en fjernstyrt undervannsinstallasjon, og den første i sitt slag i verden.
This technological breakthrough sparked international interest and represented a major step forward for the company. 
Den teknologiske løsningen vakte internasjonal oppmerksomhet og var et viktig teknologiskritt for selskapet.
From 1991 to 2002 some 21.7 billion standard cubic metres of gas were injected into Oseberg. 
Fra 1991 til 2002 ble 21.7 milliarder standardkubikkmeter gass injisert i Oseberg.
Since then the Oseberg field used its own gas as pressure support in order to extract more oil. 
Etter dette har Osebergfeltet brukt sin egen gass som trykkstøtte for å få opp mer olje.
Currently some 2 billion standard cubic metres of gas are exported from the main field each year, though most to the field's gas will be produced and sold after 2020. 
Det eksporteres i dag 2 milliarder standardkubikkmeter gass fra hovedfeltet hvert år, men mesteparten av feltets gass vil bli produsert og solgt etter 2020.
Great activity during coming years 
Stor aktivitet i årene framover
There will be a lot of activity in the Oseberg area during coming years. 
Det vil være høy aktivitet i Osebergområdet i årene som kommer.
In addition to drilling on the four permanent installations, work proceeds on tying back new discoveries to existing installations. 
I tillegg til boring fra de fire faste installasjonene jobbes det med å knytte opp nye funn til eksisterende installasjoner.
The Stjerne development will come on stream next year. 
Neste år vil Stjerne-utbyggingen settes i produksjon.
In addition, there are plans for more seabed templates and a fast-track development project in the prospective Oseberg area. 
I tillegg planlegges ytterligere havbunnsrammer og et hurtigutbyggingsprosjekt i det prospektive Oseberg-området.
The Ministry of Petroleum and Energy and the Petroleum Directorate in Norway made important contributions to the Oseberg success. 
Myndighetene (OD og OED) har vært en viktig bidragsyter til Oseberg-suksessen.