natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“In 2013 we introduced new technologies to help further our ambitions. 
– I 2013 innførte vi nye teknologier for å bidra i arbeidet med å nå våre ambisjoner.
These include solvent co-injection, which has the potential to reduce the amount of steam and water used to produce a barrel of bitumen,” Tungesvik says. 
Dette omfattet innsprøyting av løsningsmiddel, som har potensial til å redusere mengden av damp og vann som brukes i produksjonen av et fat bitumen, sier Tungesvik.
Carbon dioxide intensity is expected to decrease as operations normalise and additional technology is introduced. 
Det ventes at CO2-intensiteten vil gå ned når driften normaliseres og det innføres mer teknologi.
However, in the near term, the CO2 intensity for Leismer may be higher than the projected segment target. 
På kort sikt kan imidlertid CO2-intensiteten for Leismer være høyere enn det prosjekterte målet for segmentet.
“Statoil’s technology plan remains on course. 
– Statoils teknologiplan er uendret.
We have identified a group of 14 technologies we aim to test and deploy over the next five to 10 years. 
Vi har identifisert en gruppe med 14 teknologier som vi planlegger å teste og ta i bruk de neste 5-10 årene.
A number of these technologies support our strategy to reduce CO2 emissions at their source,” says Tungesvik. 
En rekke av disse teknologiene støtter vår strategi om å redusere CO2-utslippene ved kilden, sier Tungesvik.
2013 demonstrated Statoil’s commitment to safety and the positive results of programs implemented in previous years with no serious health, safety and environmental incidents and no lost-time injuries. 
2013 viste Statoils engasjement innen sikkerhet og de positive resultatene av programmer som er innført de siste årene uten alvorlige HMS-hendelser og uten fraværsskader.
Results of the first full year of Statoil’s surface water monitoring program showed no indication that the development of the Kai Kos Dehseh leases is having an effect on the natural water cycle of lakes and rivers monitored on our leases. 
Resultatene etter det første hele året med bruk av Statoils program for overvåking av overflatevann viste ingen tegn på at utbyggingen av Kai Kos Dehseh-området påvirker den naturlige vannsirkulasjonen i innsjøer og elver som overvåkes på våre områder.
Production at Leismer began in January 2011 and is a steam-assisted gravity drainage (SAGD) facility. 
Produksjonen ved Leismer begynte i januar 2011, og er et anlegg som bruker dampinjiseringsteknologi (SAGD-teknologi, steam assisted gravity drainage).
In January 2014, Statoil and the Thai exploration and production company PTTEP signed an agreement to divide their respective interests in the Kai Kos Dehseh (KKD) oil sands project. 
I januar 2014 undertegnet Statoil og det thailandske lete- og utvinningsselskapet PTTEP en avtale om bytte av eierandeler i oljesandprosjektet Kai Kos Dehseh (KKD).
Following the transaction, Statoil will continue as operator and 100% owner for the Leismer and Corner development projects. 
Etter transaksjonen vil Statoil fortsette som operatør med 100 prosents eierandel i utviklingsprosjektene Leismer og Corner.
Media Knut Rostad, press spokesperson +47 905 48 990 (mobile) 
Mediarelasjoner Knut Rostad, pressetalsmann +47 905 48 990 (mobil)
Around 2/3 of affected employees will be offered employment with the new vendors, either through transfer of undertakings or offer of employment. 
Om lag to tredjedeler av berørte ansatte vil få tilbud om ansettelse hos leverandørene, enten gjennom virksomhetsoverdragelse eller tilbud om ansettelse.
Increased use of outsourcing to external vendors is aimed at strengthening Statoil’s competitiveness. 
Økt bruk av utsetting av tjenester til eksterne leverandører er et virkemiddel for å styrke Statoils konkurranseevne.
The close cooperation with the two selected suppliers will further enable us to strengthen our cost competitiveness and flexibility. 
Samarbeidet med de to valgte leverandørene vil styrke vår konkurranseevne gjennom reduserte kostnader og økt fleksibilitet.
As a global energy player, we must ensure that these services are available across time zones and borders, and at the same time have a justifiable cost level ,” says Torgrim Reitan, chief financial officer in Statoil. 
Som et globalt selskap må vi sørge for at tjenestene er tilgjengelige på tvers av tidssoner og landegrenser, og samtidig ha et forsvarlig kostnadsnivå, sier Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans i Statoil.
In November 2013, Statoil sent out invitations to tender for these services. 
I november 2013 sendte Statoil ut anbudsinnbydelse for disse tjenestene.
The bids have now been evaluated through a thorough procurement process. 
Tilbudene har nå blitt evaluert gjennom en grundig anskaffelsesprosess.
“Statoil ASA has long experience of outsourcing. 
– Statoil ASA har lang erfaring med utsetting av tjenester.
We will use this experience to look after our employees in the best way,” says Reitan. 
Vi vil bruke denne erfaringen til å ivareta våre ansatte på best mulig måte, sier Reitan.
The discovery wells 34/10-54 S and 34/10-54 A, drilled by the drilling rig Transocean Leader, are located approximately 10 kilometres north of the planned Valemon installation. 
Funnbrønnene 34/10-54 S og 34/10-54 A, som ble boret av boreriggen Transocean Leader, ligger omtrent 10 kilometer nord for den planlagte Valemon-installasjonen.
The main wellbore 34/10-54 S proved a gross 164-metre gas/condensate and oil column in the Middle Jurassic Brent Group. 
Hovedbrønnen 34/10-54 S påviste en kolonne på totalt 164 meter som inneholdt gass/kondensat og olje i reservoarbergarter av midtre jura alder (Brent-gruppen).
The side-track 34/10-54 A proved a gross 100-metre gas/condensate column in the Brent Group and in sand of unspecified Jurassic age, and an additional gross 140-metre gas/condensate column in the Statfjord Group. 
Sidesteget 34/10-54 A påviste en gass-/kondensatkolonne på totalt 100 meter i Brent-gruppen og i sandstein av uspesifisert jura alder, og ytterligere en gass-/kondensatkolonne på totalt 140 meter i Statfjord-gruppen.
Gas/condensate was also found in the middle Jurassic Cook Formation. 
Det ble også funnet gass/kondensat i Cook-formasjonen av midtre jura alder.
Statoil estimates the total volumes in Valemon North to be in the range of 20-75 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.). 
Statoil anslår at samlede volumer i Valemon Nord er i størrelsesorden 20-75 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.).
Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil. 
Irene Rummelhoff, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
Tor Madsen, vice president for field development in the Western North Sea. 
Tor Madsen, Statoils direktør for feltutvikling Nordsjøen Vest.
“We are very satisfied with making a new discovery in the close proximity of the Valemon gas and condensate field currently under development, says Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil. 
– Vi er godt fornøyd med å ha gjort et nytt funn i nærheten av Valemon gass- og kondensatfeltet som er under utbygging.
“By proving additional volumes in the area we increase the reserves base in the Valemon Unit area and add value to the Valemon field development.” 
Ved å påvise ytterligere volumer i området øker vi reservene i Valemon Unit og tilfører verdi til feltutviklingen, sier Irene Rummelhoff, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
The Valemon field, discovered in 1985, is one of Statoil’s largest ongoing development projects on the Norwegian continental shelf. 
Valemon-feltet, som ble funnet i 1985, er et av Statoils største pågående utbyggingsprosjekter på norsk sokkel.
The recoverable reserves are estimated at 206 million barrels of oil equivalents. 
De utvinnbare reservene er anslått til 206 millioner fat oljeekvivalenter.
The development concept is a fixed platform, with rich gas export to Heimdal and condensate export to Kvitebjørn. 
Utbyggingskonseptet omfatter en fast plattform med eksport av rikgass til Heimdal og kondensat til Kvitebjørn.
Production start-up is expected fourth quarter 2014. 
Produksjonen skal etter planen starte i fjerde kvartal 2014.
“We are very pleased with the results of the Valemon Nord wells, and will initiate feasibility studies to identify the best development solution for the discovery,” says Tor Madsen, vice president for field development in the western North Sea. 
– Vi er veldig tilfredse med resultatet fra Valemon Nord-brønnene, og vil nå gjennomføre en mulighetsstudie for å se hvordan vi best kan utvikle funnet, sier Tor Madsen, Statoils direktør for feltutvikling i Nordsjøen Vest.
Statoil puts a lot of effort into maximising safety and increasing efficiency in exploration drilling. 
Statoil jobber målrettet med å maksimere sikkerheten og øke effektiviteten i leteboring.
Rummelhoff emphasises sound operational performance in the Valemon Nord wells. 
Rummelhoff legger vekt på god gjennomføring av boreoperasjonen i Valemon Nord-brønnene.
“In Valemon Nord we dealt with a complex and fragmented reservoir with varying pressures and high temperature, requiring extra focus on HSE. 
– I Valemon Nord håndterte vi et sammensatt og fragmentert reservoar med ulike trykk og høy temperatur, noe som krever ekstra fokus på HMS.
I am very pleased with having completed the operations with no serious incidents,” says Rummelhoff. 
Jeg er godt fornøyd med å ha fullført operasjonene uten alvorlige hendelser, sier Rummelhoff.
Exploration wells 34/10-54 S and 34/10-54 A are situated in the Valemon Unit area in the North Sea. 
Letebrønnene 34/10-54 S og 34/10-54 A ligger i Valemon Unit i Nordsjøen.
Statoil is operator with an interest of 53.775%. 
Statoil er operatør med en eierandel på 53,775 prosent.
The partners are Petoro AS (30%), Centrica Resources (Norge) AS (13%) and A/S Norske Shell (3.225%). 
Partnerne er Petoro AS (30 prosent), Centrica Resources (Norge) AS (13 prosent) og A/S Norske Shell (3,225 prosent).
For further details on the results of exploration wells 34/10-54 S and 34/10-54 A, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >> 
For mer informasjon om resultatene av letebrønnene 34/10-54 S og 34/10-54 A henviser vi til pressemeldingen fra Oljedirektoratet (OD) >>
Map Valemon North GIF 281 kB 
Kart Valemon Nord GIF 617 kB
The Transocean Leader drilling rig. 
Boreriggen Transocean Leader.
One important reason for the increase is that sales contracts with BP and ENI (Snam) came into effect with the start of the new gas year on 1 October. 
En viktig årsak til utviklingen er at gassalgsavtalene med BP og ENI (Snam) trådte i kraft etter overgangen til det nye gassåret 1. oktober 2001.
The BP agreement commits Statoil to supplying gas to the UK until 2015, while the ENI deal covers deliveries to Italy until 2025. 
BP-avtalen går ut på at Statoil skal levere gass til Storbritannia fram til 2015, mens ENI-avtalen innebærer at selskapet skal levere gass til Italia fram til 2025.
The weather is a third factor responsible for boosting sales. 
Været er en tredje faktor som har ført til økt gassalg:
“Last year’s winter was unusually mild in continental Europe, and our customers used their contractual flexibility to take lower volumes in January-March 2001,” says Mr Gudmestad. 
"Fjorårets vinter var usedvanlig mild på kontinentet, og kundene benyttet sin kontraktfestede fleksibilitet til å ta lave volumer i første kvartal i fjor," sier Gudmestad.
Norwegian gas sales are expected to total some 55 billion cubic metres in 2002, or about 150 million cubic metres per day. 
Det totale norske gassalget er forventet å være rundt 55 milliarder kubikkmeter i 2002, eller rundt 150 millioner kubikkmeter per dag.
In addition to its equity supplies, Statoil sells gas owned directly by the state and managed by Petoro. 
Statoil selger i tillegg til egen gass også statens gass, som forvaltes av Petoro.
Notice of the annual general meeting is attached hereto. 
Innkalling til ordinær generalforsamling følger vedlagt.
Addendum to the notice of AGM in Statoil ASA - new shareholder proposal PDF 38 kB 
Tillegg til innkalling til GF i Statoil ASA - nytt aksjonærforslag PDF 33 kB
Notice of annual general meeting 2014 PDF 102 kB 
Innkalling til ordinær generalforsamling 2014 PDF 55 kB
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 8,382,325 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 8.382.325 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 172.22 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 172,22 kroner.
1,285 
1 285
2,055 
2 055
9,658 
9 658
7,738 
7 738
2,204 
2 204
5,445 
5 445
Following this, the share saving plan has 8,099,084 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 8.099.084 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares at an average price of NOK 162. 
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedenstående primærinsidere fått tildelt aksjer til gjennomsnittlig pris på NOK 162 pr. aksje.
Production started from the Gudrun project and the fast-track projects Svalin and Vilje Sør on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Produksjonen startet på Gudrun-feltet og hurtigutbyggingsprosjektene Svalin og Vilje Sør på norsk sokkel.
The concept selection for the Johan Sverdrup phase 1 project on the NCS was approved by the pre-unit owners. 
Konseptvalg for Johan Sverdrup fase 1 på norsk sokkel ble godkjent av partnerskapet.
Gas and oil was discovered in the Valemon Nord, Askja East and West, F-West and Sao Bernardo wells. 
Gass og olje ble funnet i Valemon Nord-, Askja Øst- og Vest-, F-West- og Sao Bernardo-brønnene.
Statoil was awarded a deep-water exploration block together with ConocoPhillips in the Myanmar waters of Bay of Bengal. 
Statoil ble tildelt en dypvannsblokk i Bengalbukten utenfor kysten av Myanmar sammen med ConocoPhillips.
Statoil’s acquisition of 25% equity in the BM-ES-22A concession in the Espírito Santo basin offshore Brazil was approved. 
Statoils kjøp av 25 % andel i BM-ES-22A-lisensen i Espirito Santo-bassenget utenfor kysten av Brasil ble godkjent.
Statoil was awarded interests in ten production licenses in the Awards in Predefined Areas 2013 on the NCS. 
Statoil ble tildelt andeler i ti produksjonslisenser under Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2013 på norsk sokkel.
Statoil has signed an agreement to divest a 15% interest in the Statoil-operated block 39 offshore Angola in the Kwanza pre-salt basin. 
Statoil inngikk avtale om salg av 15 % eierandel i blokk 39 utenfor kysten av Angola i pre-salt-bassenget Kwanza, der Statoil er operatør.
Statoil retains an interest of 40%. 
Statoil beholder 40 % eierandel.
The agreement to divest 3.33% of Statoils 25.5% holdings in the Shah Deniz gas field in Azerbaijan and the South Caucasus Pipeline was closed. 
Avtalen om salg av 3,33 % av Statoils 25,5 % andel i gassfeltet Shah Deniz i Aserbajdsjan og South Caucasus-rørledningen ble fullført.
The agreement to divest further 6.67% is expected to close in the second quarter of 2014. 
Avtalen om salg av ytterligere 6,67 % forventes å bli fullført i andre kvartal 2014.
Further information from 
Kontaktpersoner:
Hilde Merete Nafstad, senior vice president investor relations 
Hilde Merete Nafstad, direktør IR
Morten Sven Johannessen, vice president investor relations USA 
Morten Sven Johannessen, direktør, US IR
“We are pleased to present strong financial results for the quarter. 
- Vi er glade for å presentere sterke finansielle resultater for kvartalet.
Higher prices and good results from our US gas value chain contributed to a 9% increase in adjusted earnings, compared to same quarter last year. 
Høyere priser og gode resultater fra vår amerikanske gassverdikjede bidro til en økning i justert driftsresultat på 9 % sammenlignet med samme kvartal i fjor.
Our operational performance is solid, providing the foundation for around 2% rebased organic production growth in 2014," says Helge Lund, Statoil's president and CEO. 
Driften vår er solid og danner grunnlag for en rebasert organisk produksjonsvekst på omkring 2 % i 2014, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
Net operating income was NOK 51.4 billion in the first quarter, an increase of 35% compared to the first quarter of 2013. 
Driftsresultatet for første kvartal var 51,4 milliarder kroner, en økning på 35 % sammenlignet med første kvartal 2013.
After quarter specific items, adjusted earnings were NOK 46.0 billion, a 9% increase compared to the same quarter last year. 
Justert driftsresultat etter korrigering for kvartalsspesifikke forhold var 46,0 milliarder kroner, en økning på 9 % sammenlignet med samme kvartal i fjor.
The adjustments of NOK 5.4 billion is primarily related to an award payment following a commercial dispute and gain on sale of assets. 
Justeringene på 5,4 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til erstatningsutbetaling etter en tvistesak og gevinst ved salg av eiendeler.
The increased revenue was mainly due to higher prices and improved contribution from the gas value chain. 
De økte inntektene skyldtes hovedsakelig høyere priser og økt bidrag fra gassverdikjeden.
Adjusted earnings after tax were NOK 15.8 billion, compared to NOK 12.0 billion in the same period last year. 
Justert driftsresultat etter skatt var 15,8 milliarder kroner, sammenlignet med 12,0 milliarder kroner i samme periode i fjor.
"With strong cash flows from operations and firm capital discipline, we further strengthened our financial position. 
- Med sterk kontantstrøm fra driften og god kapitaldisiplin styrker vi vår finansielle posisjon ytterligere.
The Board proposes to distribute a dividend payment of NOK 1.80 per share for the quarter, in line with our commitment to capital distribution,” says Lund. 
Styret foreslår at det utbetales et utbytte på 1,80 kroner per aksje for kvartalet, i tråd med vår prioritering av utbytte, sier Lund.
Underlying operation costs were stable. 
Underliggende driftskostnader var stabile.
Exploration expenditure was NOK 4.7 billion, down 7% compared to same quarter last year. 
Leteutgiftene var 4,7 milliarder kroner, en nedgang på 7 % sammenlignet med samme kvartal i fjor.
Earnings per share were NOK 7.43 in the quarter, up from NOK 2.02 in the first quarter last year. 
Resultat per aksje var 7,43 kroner i kvartalet, en økning fra 2,02 kroner i første kvartal i fjor.
The net debt to capital employed at the end of the quarter was 10%. 
Netto gjeldsgrad ved utgangen av kvartalet var på 10 %.
We are on track, executing on our plan to deliver high value growth,” says Lund. 
Vi er i rute i forhold til å oppnå planlagt vekst, sier Lund.
Statoil delivered a production of 1,978 mboe per day in the first quarter, down 1% compared to first quarter in 2013. 
Statoil leverte en produksjon på 1,978 millioner foe per dag i første kvartal, en nedgang på 1 % sammenlignet med første kvartal 2013.
Continued strong project development and execution enabled concept selection for the Johan Sverdrup field and brought the Gudrun field on stream. 
Fortsatt sterk prosjektutvikling og -gjennomføring muliggjorde konseptvalg for Johan Sverdrup-feltet og produksjonsstart på Gudrun-feltet.
Johan Sverdrup will be Statoil’s largest field development since the 1980s. 
Johan Sverdrup blir Statoils største feltutbygging siden 1980-årene.
The field centre will be developed in multiple phases, with a field capacity in the first phase of 315,000 barrels of oil equivalent per day. 
Feltsenteret skal bygges ut i flere faser, med en feltkapasitet i første fase på 315.000 fat oljeekvivalenter per dag.
The Gudrun project was delivered below cost and on time, utilising the global supplier market. 
Gudrun-prosjektet ble levert i samsvar med tidsplanen og under kostnadsestimatet ved å bruke det globale leverandørmarkedet.
The continued progress in the Serious incident frequency per million man hours (SIF) was overshadowed by a fatality. 
Den fortsatte fremgangen i frekvensen for alvorlige hendelser per million arbeidstimer ble overskygget av et dødsfall.
A contractor was fatally injured while working on clearing the path for a future pipeline in the US. 
En ansatt hos en kontraktør døde av skader han pådro seg under skogryddingsarbeid for en framtidig rørledning i USA.
The SIF in the quarter was 0.6, compared to 0.7 in the same period last year. 
Frekvensen for alvorlige hendelser var 0,6 i kvartalet, sammenlignet med 0,7 i samme periode i fjor.
CEO Helge Lund presentation 1Q 2014 PDF 1 MB 
CEO Helge Lund presentation 1Q 2014 PDF 1 MB
Financial statements and review 1Q 2014 PDF 2 MB 
Financial statements and review 1Q 2014 PDF 2 MB
CFO presentation 1Q 2014 (updated) PDF 1 MB 
CFO presentation 1Q 2014 (updated) PDF 1 MB
Press release 1Q 2014 PDF 179 kB 
Pressemelding 1 kvartal 2014 PDF 196 kB
Key events since fourth quarter 2013 
Viktige hendelser siden fjerde kvartal 2013
Erik Strand Tellefsen, Statoil vice president for field development northern Norway. 
Erik Strand Tellefsen, direktør for feltutvikling i Nord-Norge.
Well 7220/7-3 S, drilled by the rig West Hercules, has proven a 68 metre gross gas column in the Stø formation and an 86 metre gross oil column in the Stø and Nordmela formations. 
Brønn 7220/7-3 S, som ble boret av boreriggen West Hercules, har påvist en gasskolonne på totalt 68 meter i Stø-formasjonen, og en oljekolonne på totalt 86 meter i Stø- og Nordmela-formasjonene.
Statoil estimates the total volumes in Drivis to be in the range of 44-63 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.), out of which 42-54 million barrels of oil. 
Statoil anslår de samlede volumene i Drivis til å være i størrelsesorden 44-63 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.), hvorav 42-54 millioner fat er olje.
In May 2013 Statoil launched a targeted exploration campaign around the Johan Castberg field in order to clarify additional oil potential in the area and make the development project more robust. 
I mai 2013 startet Statoil en målrettet letekampanje rundt Johan Castberg-feltet for å avklare ytterligere oljepotensial i området, og gjøre utbyggingsprosjektet mer robust.
The exploration campaign comprised five wells and has lasted for 12 months. 
Letekampanjen omfattet fem brønner og har gått over 12 måneder.
Drivis was the last well of this drilling campaign in the Johan Castberg area. 
Drivis var den siste brønnen i denne letekampanjen i Johan Castberg-området.
“Over the past year we have made a significant exploration effort in the Johan Castberg area. 
– I løpet av det siste året har vi gjennomført et omfattende letearbeid i Johan Castberg-området.
Five wells have been drilled back-to-back, giving us important subsurface information and a good understanding of the total resource base in the area”, says Irene Rummelhoff, Statoil senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf. 
Det er boret fem brønner etter hverandre, som har gitt oss viktig informasjon om undergrunnen og en god forståelse av det samlede ressursgrunnlaget i området, sier Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
Out of the five wells drilled only two have resulted in oil discoveries,” says Rummelhoff. 
Av de fem brønnene som er boret, er det bare to som har ført til oljefunn, sier Rummelhoff.
The exploration results constitute an important input to the Johan Castberg field development project. 
Leteresultatene er et viktig bidrag i arbeidet med å planlegge utbyggingen av Johan Castberg-feltet.
“We will now work closely with our licence partners to analyse the findings of the exploration programme and what those mean for the Johan Castberg development project,” says Erik Strand Tellefsen, Statoil vice president for field development northern Norway. 
– Vi skal nå samarbeide tett med våre lisenspartnere for å analysere resultatene av leteprogrammet, og hva de betyr for Johan Castberg utbyggingsprosjekt”, sier Erik Strand Tellefsen, direktør for feltutvikling i Nord-Norge.
For further details on the results of exploration well 7220/7-3 S, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >> 
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 7220/7-3 S henviser vi til pressemeldingen fra Oljedirektoratet (OD) >>
Irene Rummelhoff, Statoil senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf. 
Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.