natgillin/translations-raw huggingface dataset:
"2011 will always be remembered for the major finds on the Norwegian continental shelf (NCS), while at the same time we have completed a great year with regard to improved recovery. 
- 2011 vil alltid bli husket for de store funnene på norsk sokkel, samtidig har vi også hatt et veldig godt år i forhold til økt utvinning.
In this APA round (Awards in Predefined Areas), Statoil applied for more areas than has been the case in recent years, submitting a targeted application reflecting its new exploration strategy for the Norwegian shelf. 
Statoil har i denne TFO runden (Tildeling i forhåndsdefinerte områder) søkt på flere områder enn de siste årene, og levert en spisset søknad som gjenspeiler selskapets nye letestrategi for norsk sokkel.
This exploration strategy entails early access to attractive exploration acreage, with prioritisation of "high-impact" opportunities and optimisation of the company’s core areas. 
Letestrategien innebærer tidlig tilgang til attraktive leteområder, prioritering av "high impact"-muligheter, og optimalisering av selskapets kjerneområder.
“We are very pleased with this year’s awards. 
- Vi er veldig fornøyd med årets tildeling.
Most of the licences are in the mature areas of the North Sea, which is an important core area for Statoil. 
De fleste utvinningstillatelsene vi har fått tildelt ligger i de modne områdene i Nordsjøen, som er et viktig kjerneområde for Statoil.
Access to acreage around existing installations is an important precondition for maximising potential on the Norwegian shelf,” says Gro Gunleiksrud Haatvedt, Statoil’s director of exploration on the Norwegian shelf. 
Tilgang til areal rundt eksisterende installasjoner er en viktig forutsetning for å maksimere potensialet på norsk sokkel, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, letedirektør for Statoil på norsk sokkel.
Statoil’s awards: 
Statoil er tildelt:
Nine production licences in the North Sea, of which eight as operator. 
Ni utvinningstillatelser i Nordsjøen, hvorav åtte som operatør.
These licences are located in the areas around Oseberg, Gullfaks, Sleipner, Statfjord and Troll, as well as on the Utsira High. 
Disse ligger i områder rundt Oseberg, Gullfaks, Sleipner, Statfjord og Troll, samt Utsirahøyden.
Two production licences in the Norwegian Sea as partner. 
To utvinningstillatelser i Norskehavet som partner.
Both licences are near the Norne/Skarv area. 
Begge er i nærheten av Norne/Skarv området.
“Utsira High in the North Sea has occupied a prominent position on our list of priorities. 
- Utsirahøyden i Nordsjøen har vært høyt på vår prioriteringsliste.
It is most certainly an exciting exploration area where we are already well-established, and where we have built up a sound understanding of the geology. 
Dette er uten tvil et spennende leteområde hvor vi allerede er godt etablert og hvor vi har bygd en god faglig forståelse av geologien i området.
Although we have made a number of significant discoveries recently, it is still very important that we have access to new acreage in order to curb the decline in production on the Norwegian shelf after 2020,” says Haatvedt. 
Selv om vi har gjort flere betydelige funn i det siste er det fremdeles veldig viktig med tilgang til nye arealer for å demme opp for produksjonsfallet på norsk sokkel etter 2020, sier Haatvedt.
Gro Gunleiksrud Haatvedt, Statoil’s head of exploration on the Norwegian shelf. 
Gro Gunleiksrud Haatvedt, letedirektør for Statoil på norsk sokkel.
6529 
6529
757 
757
12285 
12285
799 
799
13585 
13585
3706 
3706
2 457 
2 457
44104 
44104
943 
943
21920 
21920
1 175 
1 175
15380 
15380
407 
407
2730 
2730
821 
821
12727 
12727
5877 
5877
10502 
10502
2526 
2526
18072 
18072
12960 
12960
1 280 
1 280
22589 
22589
Also, as participants in the share saving plan, the Statoil Fuel & Retail primary insiders below have been allocated bonus shares in accordance with their saving plan in 2009, at a price of NOK 150.85 per share. 
I tillegg har nedenstående primærinsidere i Statoil Fuel&Retail fått tildelt bonusaksjer i henhold til deltakelse i aksjespareprogrammet i 2009, til en pris på NOK 150,85 pr. aksje.
4378 
4378
1 036 
1 036
19919 
19919
Following this, the share saving plan has 5,668,614 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 5.668.614 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated bonus shares in accordance with their saving plan in 2009, at a price of NOK 150.85 per share. 
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedenstående primærinsidere fått tildelt bonusaksjer i henhold til deltakelse i aksjespareprogrammet i 2009, til en pris på NOK 150,85 pr. aksje.
The facility can revert to full production without any production limitations. 
Anlegget kan igjen kjøre på full drift uten produksjonsbegrensninger.
“We have a good overview of the extent of the damages and we have already started the improvement work,” says Øivind Nilsen, head of operations at Hammerfest LNG. 
– Vi har skaffet oss god oversikt over skadeomfanget og er godt i gang med utbedringsarbeidet, sier Øivind Nilsen, produksjonsdirektør ved Hammerfest LNG.
To replace the damaged part of the firewater system preparations have been made for an interim period to fetch water from hydrants in the vicinity should a fire break out in the affected area. 
Som erstatning for den delen av brannvannsanlegget som er skadet er det i en overgangsperiode tilrettelagt for å hente vann fra hydranter i nærheten dersom det skulle oppstå brann i det berørte området.
The surveillance of the area will also be intensified. 
I tillegg vil det bli utvidet brannovervåkning av området.
The plant receives gas from the Snøhvit field and based on the measures implemented production can run as normal. 
Anlegget tar imot gass fra Snøhvit-feltet, og med tiltakene kan produksjonen gå som normalt.
Statoil’s share of the Snøhvit production capacity amounts to 48,000 barrels of oil equivalent per day. 
Statoils andel av produksjonskapasiteten fra Snøhvit utgjør 48.000 fat oljeekvivalenter per dag.
The LNG plant at Melkøya outside Hammerfest. 
LNG-anlegget på Melkøya utenfor Hammerfest.
Skuld is Statoil’s fifth approved fast-track PDO, and the largest fast-track development so far. 
Skuld er Statoils femte godkjente fast-track PUD, og er den største av disse hurtigutbyggingene så langt.
All of these fields are scheduled to come on stream by year-end 2012/early 2013. 
Planen er å ha alle fem feltene i drift ved årsskiftet 2012/2013.
In combination, the approved fast-tracks are expected to produce almost 90.000 barrels of oil equivalent per day in 2014, Skuld accounting for more than half of this. 
Samlet forventes de godkjente utbyggingene å produsere nærmere 90.000 fat per dag i 2014, og Skuld vil bidra med godt over halvparten av dette.
First oil from the field is scheduled for December 2012, well over one year after PDO submission. 
Etter planen vil oppstart av produksjon fra feltet bli i desember 2012, et drøyt år etter leveringen av PUD.
Skuld is the future 
Skuld er framtiden
Skuld will be important to the future of the Norne field. 
Skuld blir viktig for Norne-feltes framtid.
Field life has already been extended from 2016 to 2021. 
Feltet har allerede fått utvidet sin levetid fra 2016 til 2021.
Skuld phase-in will be essential to utilising idle capacity on the Norne production and storage vessel (PSV), and maintaining a high production. 
Innfasingen av Skuld vil være viktig for å utnytte ledig kapasitet på Nornes produksjonsskip og for å opprettholde en høy produksjon.
The phase-in of new fields will help utilise idle capacity on the PSV. 
Innfasing av nye felt vil gi god utnyttelse av ledig kapasitet på produksjonsskipet.
This will further extend field life, boosting new exploration activities and further development in the Norne area. 
Dette vil forlenge levetiden ytterligere og vil igjen føre til ny aktivitet med leting og videre utvikling i Norne-området.
Plans for further life extension until 2030 are in the pipeline for the Norne field. 
Det planlegges for en ytterligere levetidsforlengelse av Norne-feltet fram til 2030.
Recoverable reserves in Skuld are estimated at 90 million barrels of oil equivalent, primarily oil. 
Utvinnbare reserver i Skuld er beregnet til 90 millioner fat oljeekvivalenter, i hovedsak olje.
Total investments are estimated at NOK 9.8 billion. 
Totale investeringer er anslått til 9,8 milliarder kroner.
The project organisation is located mainly in Harstad and Oslo. 
Prosjektorganisasjon er hovedsakelig lokalisert i Harstad og Oslo.
Licensees in production license 128: Statoil (operator) (64 percent), Petoro (24.5 percent) and Eni (11.5 percent). 
Rettighetshavere i produksjonslisens 128: Statoil (operatør) (64 prosent), Petoro (24,5) og Eni (11,5)
Development concept: Three standard subsea templates with six production wells and three water injectors. 
Utbyggingsløsning: Tre standard bunnrammer med seks produksjonsbrønner og tre brønner for vanninjeksjon.
Tied in to the Norne PSV through a 14-inch production flow line and an umbilical. 
Oppkobling til produksjonsskipet Norne via et 14 tommers produksjonsrør og styringskabel.
The licence was awarded to Cairn Energy during the first Baffin Bay licensing round in December 2010. 
Lisensen ble tildelt Cairn Energy i den første lisensrunden for Baffinbukta i desember 2010.
Cairn will continue as operator and retains a 56.875% working interest while partner Nunaoil will retain its carried (pre-development) interest of 12.5%. 
Cairn vil fortsette som operatør og beholder en andel på 56,875 prosent, mens partneren Nunaoil, som blir båret gjennom letefasen, vil beholde sin andel på 12,5 prosent.
Nicholas Alan Maden, senior vice president in Exploration international in Statoil. 
Nicholas Alan Maden, direktør for internasjonal leting i Statoil.
The Pitu licence lies immediately adjacent to the two Shell-operated licences, Anu and Napu, where Statoil has a working interest of 20.125% and 14.875% respectively. 
Pitu-lisensen ligger rett ved siden av de to lisensene Anu og Napu, der Shell er operatør og Statoil har eierandeler på henholdsvis 20,125 prosent og 14,875 prosent.
“We are looking forward to exploring this new frontier opportunity in Baffin Bay together with our partners and in close cooperation with the Greenland authorities. 
– Vi ser fram til og utforske denne nye letemuligheten i Baffinbukta sammen med våre partnere, og i nært samarbeid med myndighetene på Grønland.
The new licence increases the optionality in our arctic portfolio,” says Nicholas Alan Maden, senior vice president in Exploration international in Statoil. 
Den nye lisensen øker valgmulighetene i vår arktiske portefølje, sier Nicholas Alan Maden, direktør for internasjonal leting i Statoil.
The current work programme includes the interpretation of recently acquired seismic data. 
Det aktuelle arbeidsprogrammet som nå gjennomføres omfatter tolkning av nylig innsamlede seismiske data.
The first exploration period expires on 31 December 2014 and all initial work commitments have been fulfilled. 
Den første leteperioden går fram til 31. desember 2014, og alle forpliktelser i denne første perioden er oppfylt.
The partnership will evaluate the seismic data prior to making a decision on drilling an exploration well. 
Partnerne vil gå gjennom de seismiske dataene før de tar en beslutning om å bore en letebrønn.
Cairn will retain operatorship at this stage, while Statoil will operate any future development. 
Cairn vil fortsatt være operatør i denne fasen, mens Statoil vil være operatør for en eventuell utbygging i framtiden.
The agreement is subject to final partner and Greenlandic governmental approval. 
Avtalen forutsetter endelig godkjenning av partnerne og myndighetene på Grønland.
Statoil is a member of the KANUMAS group in East Greenland. 
Selskapet er også med i KANUMAS-gruppen på Øst-Grønland.
Statoil has acquired a 30.625% working interest in the Pitu licence in Baffin Bay. 
Statoil har ervervet en andel på 30,625 prosent i Pitu-lisensen i Baffinbukta.
The adjustment corresponds to an increase of 125 million barrels of oil equivalents in relation to the resource estimate that was prepared in the plan for development and operation (PDO), and is equal to about half of a Luva or Skrugard discovery. 
Oppjusteringene tilsvarer en økning på 125 millioner fat oljeekvivalenter i forhold til reserveanslaget som ble utarbeidet i plan for utbygging og drift (PUD), og tilsvarer omtrent et halvt Luva eller Skrugard-funn.
Øivind Nilsen. 
Øivind Nilsen.
“We will continue the work with reserve development and hope that we can further increase the recoverable reserves in the field through measures for improved recovery (IOR) in the future.” 
- Vi vil fortsette arbeidet med reserveutvikling og håper at vi gjennom nye tiltak for økt utvinning (IOR) i fremtiden ytterligere kan øke de produserbare reservene i feltet, sier han.
When the PDO was submitted, the recoverable resources were estimated at 190 billion cubic metres of natural gas and 18 million cubic metres of condensate. 
Da PUD ble levert inn, var de utvinnbare ressursene estimert til 190 milliarder kubikkmeter naturgass og 18 millioner kubikkmeter kondensat.
The Snøhvit owners have started assessing whether and potentially how the total gas export from the Barents Sea can be increased. 
Snøhvit-eierne er i gang med en vurdering av om og eventuelt hvordan den totale gasseksporten fra Barentshavet kan økes.
Such expansion will either take place through increased LNG production capacity or through an export pipeline. 
En slik utvidelse vil enten kunne skje ved utvidet produksjonskapasitet av LNG eller ved en eksportrørledning.
A decision regarding the concept for such an increase is planned for the second quarter of 2012. 
En beslutning om valg av konsept for en slik økning er planlagt i andre kvartal 2012.
An investment decision for potential LNG capacity expansion is thus expected in 2013. 
Investeringsbeslutning for en eventuell LNG kapasitetsutvidelse forventes i såfall i 2013.
The fields that deliver gas to Melkøya are Snøhvit and Albatross, and the Askeladd field will also be developed for gas production. 
Feltene som leverer gass til Melkøya er Snøhvit og Albatross, senere skal også Askeladd-feltet bygges ut for gassproduksjon.
The first gas discovery here was made in 1981. 
Det første gassfunnet ble gjort i 1981.
The fields have been operational since August 2007 and produce about 13,000 tonnes of LNG daily from nine wells. 
Feltene har vært i drift siden august 2007 og produserer rundt 13000 tonn LNG i døgnet fra ni brønner.
The partners in Snøhvit are Statoil (operator - 36.79%), Petoro (30%), Total E&P Norge (18.40%), GDF SUEZ E&P Norge (12%), and RWE Dea Norge (2.81%). 
Partnerne i Snøhvit er Statoil med (36,79 prosent), Petoro (30), Totalt E&P Norge (18,40), GDF SUEZ E&P Norge (12 ), RWE Dea Norge (2,81).
Snøhvit is the first gas development in the Barents Sea. 
Snøhvit er den første gass-utbyggingen i Barentshavet.
With no installations on the sea surface, large volumes of natural gas are transported onshore and cooled at Hammerfest LNG on Melkøya, the world’s northernmost and Europe’s first LNG export facility. 
Uten installasjoner på havoverflaten føres store mengder naturgass til land og kjøles ned ved Hammerfest LNG på Melkøya, verdens nordligste og Europas første eksportanlegg for LNG.
Hammerfest LNG plant at Melkøya. 
Hammerfest LNG-anlegget på Melkøya.
The field is currently Statoil’s largest single producer on the Norwegian continental shelf. 
Feltet er for tiden blant Statoils største enkeltprodusenter på norsk sokkel.
At today’s oil price of about NOK 175 (USD 19.8) per barrel, the daily output has a value of around NOK 42 million. 
Ut fra dagens oljepris på rundt 175 norske kroner (19,8 dollar) fatet er verdien på dagsproduksjonen cirka 42 millioner kroner.
On good days the field produces around 15,600 barrels above the design capacity of the production ship. 
På gode dager produserer feltet om lag 15.600 fat over designkapasiteten til produksjonsskipet.
Hans Eidissen, vice president for operations at Norne, says that the increase in production is partly due to the removal of bottlenecks in the production facilities and in the production wells, such as large pressure drops at the valves. 
Produksjonsdirektør Hans Eidissen sier at økningen i produksjonen henger sammen med fjerningen av flaskehalser i produksjonsanlegget og på produksjonsbrønnene, som eksempelvis for stort trykkfall i ventiler.
This has helped to increase the oil flow. 
Det har bidratt til å øke oljegjennomstrømningen.
He also mentions the good regularity at the facilities. 
Dessuten trekker han fram god regularitet på anlegget.
The field is currently producing from nine wells. 
Feltet produserer i dag fra ni brønner.
There are two wells in particular that produce large volumes – up to 50,000 barrels per day each. 
Det er spesielt to av brønnene som produserer mye, opptil 50.000 fat daglig hver.
The Norne field, which came on stream in November 1997, has reached plateau production. 
Norne-feltet har nådd topp-produksjon etter at det begynte å produsere i november 1997.
Work to start loading cargo number 300 from the Norne field begins today, Thursday 28 February. 
I dag, torsdag 28. februar, begynner arbeidet med å fylle tankskipet som skal frakte last nummer 300 fra feltet.
The Statoil operated Norne field in the Norwegian Sea has set a production record of over 236,000 barrels of oil per day. 
Det Statoil-opererte Norne-feltet i Norskehavet har satt produksjonsrekord på over 236.000 fat olje daglig.
The field is located outside of existing infrastructure and has a water depth of 1,300 metres. 
Feltet ligger utenfor etablert infrastruktur og på 1.300 meters vanndyp.
Illustration: SPAR platform 
Illustrasjon av SPAR-plattform
“This development may represent the start of deep-water production in the Norwegian Sea, and it will enable the tie-in of other discoveries in the same area”, says Ivar Aasheim, senior vice president for NCS field development in Statoil. 
– Dette kan bli starten på dypvannsutbygging i Norskehavet, og utbyggingen vil også kunne åpne opp for at andre funn i samme område kan knyttes opp, sier Ivar Aasheim, direktør for Feltutbygging på norsk sokkel.
Luva concept 
Luva-konseptet
The installation is fixed to the seabed. 
Installasjonen er forankret til havbunnen.
The choice of concept is in line with the study presented in March 2011. 
Konseptvalget følger dermed studien for feltet som ble lagt fram i mars 2011.
It will be the first Spar on the NCS, and one of the largest of its kind worldwide. 
Dette vil bli den første SPAR-plattformen på norsk sokkel og vil bli en av de største i sitt slag i verden.
The concept includes two subsea templates with four wells on each and one satellite template with one well. 
Det planlegges to bunnrammer for fire brønner og en satellitt med én brønn til feltet.
The platform will house accommodation quarters for a permanent crew, a storage unit for condensate, and a gas processing facility with a capacity of 23 million standard cubic metres per day. 
Plattformen vil ha boligkvarter for permanent bemanning, lager for kondensat og et prosessområde med en kapasitet på 23 millioner standard kubikkmeter per døgn.
Ivar Aasheim, senior vice president for NCS field development in Statoil. 
Ivar Aasheim, direktør for Feltutbygging på norsk sokkel
NSGI concept 
NSGI-konseptet
Meanwhile, the Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI) project has chosen a gas transport concept that includes a 480-km long, 30-36 inch pipeline from the Luva field to the onshore processing facility at Nyhamna. 
Samtidig har partnerne i Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI) valgt et konsept for gasstransport som inkluderer en 480 kilometer lang rørledning på 30–36 tommer.
In addition, connection to Åsgard Transport via the Kristin platform will be possible, and there are plans for tying in other fields and discoveries. 
Mulig forbindelse til Åsgard Transport via Kristin-plattformen og mulighet for tilknytning til nye felt og funn inngår også i planleggingen.
The concept includes the expansion of the Ormen Lange field’s Nyhamna gas plant with the intention of converting it into a gas terminal. 
Konseptet inkluderer utvidelse av Ormen Lange-feltets Nyhamna-anlegg som etter ombyggingen vil få status som gass-terminal.
“NSGI would not only provide gas export solutions for Luva, Linnorm and Zidane, but also contribute in opening up a new gas region on the NCS – making it possible to develop existing and potential future discoveries in the area,” says Statoil project director Håkon Ivarjord. 
– NSGI vil ikke bare være løsningen på Luva, Linnorm og Zidane sine behov for gasseksport, det vil bidra til å åpne opp en ny gassregion på norsk sokkel og gjøre det mulig å utvikle eksisterende og potensielle fremtidige funn i området, sier Statoils oppdragsleder Håkon Ivarjord.
“NSGI will also make it feasible to take care of gas exports from the Haltenbanken area that exceed the available capacity in Åsgard Transport, thus improving the resource management of the existing fields there. 
– I tillegg legger NSGI til rette for eksport av gass det ikke er plass til i Åsgard Transport, og vil således sørge for bedre ressursforvaltning av eksisterende felt på Haltenbanken.
In this respect NSGI may play an important role in securing the NCS’s position as a long-term, reliable gas province.” 
Slik sett vil NSGI kunne bli en av brikkene som sikrer norsk sokkels posisjon som en langsiktig og pålitelig gassprovins, sier Ivarjord.
Industrial development 
Industriutvikling i nord
The substantial investments being made on Luva will drive the development of deep-water production in the Norwegian Sea. 
Luva vil være motoren for dypvannsproduksjon fra Norskehavet med betydelige investeringer.
The biggest and most long-term spin-off effects will arise during the operational phase, even given the magnitude of the investments during the construction period. 
De største og mest langsiktige ringvirkningene vil komme i driftsfasen, selv om investeringen i byggeperioden er store.
Expected recoverable volume is 40–60 billion standard cubic metres of gas 
Antatt utvinnbart volum: 47 milliarder standard kubikkmeter gass.
Lean gas with low carbon content 
Gassen er tørr og har lavt CO2-innhold.
140km to the nearest installation (Norne) and 480km to the Nyhamna gas plant 
Det er 140 kilometer til nærmeste installasjon (Norne) og 480 kilometer til landanlegget Nyhamna.
The discovery was made in 1997, and Statoil has been operator since 2006 
Funnet ble påvist i 1997, Statoil operatør fra 2006.
Expected to come on stream in 2016 
Forventet oppstart i 2016.
Partners are Statoil (75%), ExxonMobil (15%) and ConocoPhillips (10%) 
Partnere: Statoil (75 prosent), Exxon Mobil E&P AS (15) og ConocoPhillips (10).
Facts about NSGI 
Fakta om NSGI
Statoil has assumed the responsibility for the NSGI development from Gassco and has been assigned operator for the construction phase, while Shell has been assigned responsibility for the modifications at Nyhamna. 
Statoil har overtatt ansvaret for NSGI fra Gassco og er tildelt operatøransvaret for prosjektetet i konstruksjonsfasen, mens Shell er tildelt ansvar for modifikasjonsarbeid på Nyhamna.
Gassco is responsible for the commercial process between the NSGI partners and other infrastructure facility owners, as well as for all pre-operational activities. 
Gassco har ansvar for å lede den kommersielle prosessen mellom NSGI-partnerne og mot eiere av tilknyttede anlegg samt aktiviteter knyttet til «forberedelse av oppstart».
Gassco will take over as operator when NSGI is incorporated into Gassled at start-up, which is expected to take place during 2016. 
Gassco overtar som operatør når NSGI innlemmes i Gassled ved oppstart, som er forventet i 2016.
The NSGI partners are Centrica, ConocoPhillips, Edison, E.ON Ruhrgas, ExxonMobil, GDF SUEZ, Maersk Oil, OMW, Petoro, RWE Dea, Shell, Statoil and Total. 
Partnere er Centrica, ConocoPhillips, Edison, E.ON Ruhrgas, ExxonMobil, GDF SUEZ, Maersk Oil, OMW, Petoro, RWE Dea, Shell, Statoil og TOTAL.