natgillin/translations-raw huggingface dataset:
When examining the negotiations leading up to Statoil being awarded operatorship of the offshore part of South Pars phases 6-8 in Iran, no circumstances indicating that the award was based on other grounds than normal business assessments have been uncovered.
Ved en gjennomgang av de forhandlingene som ledet frem til at Statoil ble tildelt operatørskapet for offshore-delen av South Pars fase 6 – 8 i Iran, er det ikke avdekket omstendigheter som tyder på at tildelingen var basert på andre forhold enn ordinære forretningsmessige vurderinger.
Mehdi Hashemi did not partake in these negotiations, nor has any connection been established between him and the persons who in fact took part in the decision-making process on the Iranian side.
Mehdi Hashemi deltok ikke i disse forhandlingene, og det er heller ikke påvist noen forbindelse mellom ham og de personer som faktisk deltok i beslutningsprosessen på iransk side.
Statoil has also requested an assessment of the consultancy contract in relation to Statoil’s own ethical rules and procurement procedures.
Statoil har også bedt om en vurdering av konsulentavtalen opp mot Statoils interne regelverk om etikk og anskaffelse.
The conclusion in relation to this is that the contract was not in compliance with Statoil’s ethical rules, and that the internal procurement procedures’ objectives were not sufficiently adhered to.
Konklusjonen er her at avtalen ikke var i samsvar med Statoils etiske regler, og at heller ikke hensynene bak de interne anskaffelses-reglene ble tilstrekkelig varetatt.
The contract did not meet the requirements of transparency which follow from Statoil’s ethical rules.
Avtalen tilfredsstilte ikke de krav til åpenhet (transparens) som følger av Statoils etiske regler.
Mehdi Hashemi’s name did not appear on the consultancy contract, and the formal contractual counterparty was to Statoil an unknown company, registered in a tax haven.
Mehdi Hashemis navn skulle ikke fremgå av konsulentavtalen, og den formelle avtale-motparten var et for Statoil ukjent selskap, registrert i et skatteparadis.
This involved that there was little possibility of Statoil tracing who the real recipient of the agreed remuneration was.
Dette medførte at det i liten grad ville være mulig for Statoil å etterspore hvem som var den reelle mottaker av det avtalte vederlaget.
Nor did Statoil undertake sufficient inquiries into the reputational risk the consultancy contract could pose to the company.
Fra Statoils side ble det heller ikke foretatt tilstrekkelige undersøkelser knyttet til hvilken omdømmerisiko konsulentavtalen kunne utgjøre for selskapet.
This is to a large extent related to the ordinary procedures in Statoil’s procurement rules not having been abided by.
Dette har nær sammenheng med at den ordinære prosedyren i Statoils anskaffelsesregler ikke ble fulgt.
An important reason for why Statoil’s ethics policy and ordinary procurement procedures were not complied by appears to be that Statoil’s management at an early stage assumed the position that one wanted to enter into a consultancy contract with Mehdi Hashemi.
En viktig årsak til at Statoils etiske regler og ordinære anskaffelses-regler ikke ble overholdt, synes å være at Statoils toppledelse på et tidlig tidspunkt i prosessen inntok den holdning at det skulle inngås en konsulentavtale med Mehdi Hashemi.
The management’s position was conveyed to the part of the organization which was given the task of drafting the consultancy contract.
Ledelsens standpunkt ble formidlet til den del av organisasjonen som fikk som oppgave å utarbeide konsulentavtalen.
The management’s attitude and direct involvement in the contract formation resulted in the case not being subject to a proper handling in accordance with Statoil’s internal rules and regulations.
Ledelsens holdning og direkte involvering i avtaleinngåelsen førte til at saken ikke ble undergått en forsvarlig behandling i henhold til Statoils interne regelverk.
This led to the management’s decision to enter into a contract which involved the use of Hashemi as a consultant being made on a factual insufficiently basis.
Dette medførte at ledelsens beslutning om å inngå en avtale som innebar bruk av Hashemi som konsulent, ble truffet på et mangelfullt faktisk grunnlag.
It is first of all the head of Statoil’s international department at the time, Richard Hubbard, who must bear the responsibility for the insufficient handling of the case, and for the basis which now exists for criticizing that the contract was entered into.
Det er i første rekke daværende leder for Statoils internasjonale avdeling, Richard Hubbard, som må bære ansvaret for sakens mangelfulle behandling og for at det i ettertid er grunnlag for kritikk mot at konsulentavtalen ble inngått.
The commission from Statoil’s Board also involved that an examination and assessment of Statoil’s handling of the case after the internal investigation was initiated in March/April 2003 and up until the consultancy contract was terminated on 10 September 2003 was to be made.
Oppdraget fra Statoils styre innebar at det også skulle foretas en gjennomgang og vurdering av Statoils håndtering av saken etter at det ble iverksatt interne undersøkelser i mars/april 2003 og frem til konsulentavtalen ble terminert 10. september 2003.
The internal investigation during this period was conducted under the management of Statoil’s department Group Security, in collaboration with Corporate Audit.
De interne undersøkelsene i denne perioden ble gjennomført i regi av Statoils avdeling Konsernsikring i samarbeid med Konsernrevisjonen.
Group Security concluded at an early stage that the contract should be terminated, something which also was conveyed to the CEO at the time, Olav Fjell.
Konsernsikring konkluderte på et tidlig tidspunkt med at avtalen burde termineres, noe som også ble meddelt daværende konsernsjef Olav Fjell.
However, Fjell wanted to maintain the contract, although with certain alterations to the payment routes.
Fjell ønsket imidlertid selv å opprettholde avtalen, dog med visse endringer i betalingsmåten.
There is reason to criticize Fjell for his handling of the case internally in Statoil.
Det er grunnlag for kritikk mot Fjell for hans håndtering av saken internt i Statoil.
The case should have been brought before the Board at an earlier date, in particular because the decision to enter into the consultancy contract was made by the company’s top management.
Saken burde ha vært forelagt styret på et tidligere tidspunkt, ikke minst på grunn av at beslutningen om å inngå konsulentavtalen var truffet av selskapets toppledelse.
The Corporate Audit in Statoil has a direct reporting line to the Board, but this was not made use of.
Konsernrevisjonen i Statoil har en direkte rapporteringslinje, men saken ble ikke brakt inn for styret.
The chairman at the time, Leif Terje Løddesøl, should also have taken on a larger responsibility for the further handling of the case, including informing the board members, after the case had been presented to him in early June 2003."
Daværende styreleder i Statoil, Leif Terje Løddesøl, burde også ha tatt et større ansvar for sakens videre behandling, herunder orientert styremedlemmene, etter at saken var blitt presentert for ham i begynnelsen av juni 2003.”
Chair, Jannik Lindbæk, +47 95 76 65 10 (mobile)
Styreleder Jannik Lindbæk, 95 76 65 10 (mobil)
Attorney, Erik Keiserud, +47 95 17 09 47 (mobile)
Advokat Erik Keiserud, 95 17 09 47 (mobil)
Vice president public affairs, Wenche Skorge, +47 91 87 07 41 (mobile), +47 51 99 79 17 (office)
Informasjonsdirektør Wenche Skorge, 91 87 07 41 (mobil), 51 99 79 17 (kontor)
Public affairs manager, Kai Nielsen, +47 97 04 13 32 (mobile), +47 51 99 18 27 (office)
Informasjonssjef Kai Nielsen, 97 04 13 32 (mobil), 51 99 18 27 (kontor)
There is no basis for criminal liability charges against either Statoil as an enterprise, or against individuals in Statoil, in connection with the consultancy agreement with Horton Investment.
Det foreligger ikke grunnlag for straffansvar mot verken Statoil som foretak eller mot enkeltpersoner i Statoil i forbindelse med konsulentavtalen med Horton Investment.
That is the conclusion of the independent report prepared by attorney Erik Keiserud for Statoil's board.
Det er konklusjonen i den uavhengige rapporten som er utarbeidet av advokat Erik Keiserud på oppdrag av Statoils styre.
The Statoil board discussed the Horton agreement in board meetings of 15 and 22 September 2003.
Statoils styre behandlet Horton-avtalen i styremøter 15. og 22. september 2003.
On 15 September, the board resolved to lend all possible assistance to the Norwegian National Authority for Investigation and Prosecution of Economic and Environmental Crime (Økokrim), in its investigation into the consultancy agreement entered into on 12 June 2002 with Horton Investment Ltd.
Styret besluttet 15. september å gi Økokrim all mulig bistand til etterforskningen i anledning konsulentavtalen som ble inngått 12. juni 2002 med Horton Investment Ltd.
Some 175 people, including Statoil employees and contractors, downed tools at 02.00 on 18 June.
Rundt 175 personer, både Statoil-ansatte og kontraktører, ble tatt ut i streik fra klokken 02.00 18. juni.
The group is shutting down production on both platforms as a result.
Som følge av streiken stenger Statoil produksjonen på begge plattformene.
The controlled shutdown will take roughly two days.
Den styrte nedstengingen vil ta rundt to døgn.
The total loss of production will be just over 300,000 barrels of oil per day, of which Statoil's share will be just under 60,000 barrels.
Det totale bortfallet av produksjonen vil være i overkant av 300.000 fat olje per dag, hvorav Statoils andel vil være i underkant av 60.000 fat per dag.
This covers Snorre A and B and the Vigdis field which is tied back to the A platform via seabed installations.
Produksjonen omfatter Snorre A, B og Vigdis-feltet som er knyttet til A-plattformen via havbunnsinstallasjoner.
Statoil has a 14.4 per cent interest in the Snorre field, and 28.22 per cent in Vigdis.
Statoils eierandel i Snorre-feltet er 14,4 prosent og 28,22 prosent i Vigdis.
There will be a minimum staff on board to secure the installations.
Det vil være en minimumsbemanning om bord for å sikre installasjonene.
At the same time, Statoil is acquiring a holding from Total in Hydro’s Tune development in the North Sea.
"En eiermessig utjevning gir åpenbare driftsfordeler og forenkler beslutningsstrukturen i området.
Total increases its share of Kristin by three per cent and equalises its holding in production licences 134, 199 and 257 which embrace this Norwegian Sea field.
Total øker sin eierandel i Kristin-feltet i Norskehavet med tre prosent og får lik eierandel i de tre utvinningstillatelsene 134, 199 og 257 som omfatter Kristin.
A partial balancing of licence interests in the Oseberg area of the North Sea will also be achieved by the deal.
Avtalen medfører også delvis balansering av eierandeler i Oseberg-området i Nordsjøen.
Statoil is to receive 10 per cent from Total in Tune, a satellite to Hydro’s Oseberg field.
Statoil får 10 prosent fra Total i Tune, som er en satellitt til Hydros Oseberg-felt.
The gas discovery came on stream in October 2003.
Gass-feltet Tune kom i produksjon i oktober 2003.
This adjustment means that Total is fully equalised towards Oseberg, while Statoil becomes more balanced in the area.
Dermed blir Total fullt ut utjevnet mot Oseberg og Statoil blir mer balansert i området.
In addition, Statoil will receive a cash payment.
Avtalen medfører i tillegg betaling av et kontant vederlag til Statoil.
After the transaction with Total, Statoil will have 33.97 per cent of Mikkel, 41.6 per cent of Kristin, and 10 per cent of Tune.
Etter transaksjonen med Total har Statoil en eierandel i Mikkel på 33,97 prosent og 41,6 prosent i Kristin-feltet.
The deal is conditional on the approval of the Norwegian authorities.
Avtalen er avhengig av godkjenning fra norske myndigheter.
An agreement on swapping licence holdings on the Norwegian continental shelf has been concluded by Statoil with French oil company Total.
Statoil har inngått en avtale med Total om bytte av eierandeler på norsk sokkel.
Following this, the share saving plan has 9,380,863 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 9.380.863 aksjer.
The linepipes will be transported with bulk ships from Farsund for temporary storage at Hartlepool in England, Coast Center Base at Ågotnes, Måløy and Vestbase in Kristiansund.
Rørene vil bli skipet med bulkskip fra Farsund til mellomlagring i Hartlepool på østkysten av England, samt ved CCB Ågotnes, Måløy og Vestbase i Kristiansund.
Hydro is operator for Ormen Lange during the development phase, including all field development, the onshore gas processing plant at Nyhamna in Mid-Norway, as well as the export pipeline project - Langeled.
Hydro er operatør for Ormen Lange i utbyggingsfasen, noe som omfatter all feltutbygging, gassprosesseringsanlegget på Nyhamna, og eksportrørledningsprosjektet Langeled.
Statoil has the project management of the Langeled in cooperation with Hydro.
Statoil har i samarbeid med Hydro prosjektledelsen for Langeled.
The partners in Langeled are:
Partnere i Langeled:
17.6102 %
17,6102 %
16.5032 %
16,5032 %
32.9548 %
32,9548 %
14.9846 %
14,9846 %
10.2220 %
10,2220 %
6.9466 %
6,9466 %
0.7786 %
0.7786 %
However, strong east winds and waves over the acceptable height for installation meant that the platform had to be towed to sheltered waters at Flekkefjord in south-west Norway.
På grunn av sterk, østlig vind og bølger over akseptable kriterier for installasjon måtte plattformen slepes til smult farvann i Flekkefjord på sørvestkysten av Norge.
It arrived there on 5 October.
Dit kom den mandag 5. oktober.
Difficult weather conditions are forecast until the end of the week, reports project manager Rune Mordal.
Ifølge prosjektleder Rune Mordal er det i øyeblikket en vanskelig værsituasjon frem mot slutten av uken.
A meteorologist is on the field, making detailed assessments of the position in consultation with the project team.
En meteorolog er på stedet og gjør sammen med prosjektet kontinuerlig detaljerte vurderinger av værsituasjonen.
The tow can be resumed at short notice.
Slepet er klart til å gå på kort varsel.
Smedvig has secured the production drilling assignment on Statfjord and Gullfaks in the Tampen area, which is worth NOK 1.7 billion for the firm four-year period.
Smedvig er tildelt kontrakten for produksjonsboring på Statfjord- og Gullfaks-feltene på Tampen til en verdi av 1,7 milliarder kroner for den faste kontraktsperioden på fire år.
They are worth NOK 1.2 billion and NOK 450 million respectively for the initial four years.
Kontraktene er på henholdsvis 1,2 milliarder og 450 millioner kroner for fireårsperioden.
This is the first time Statoil has awarded drilling jobs of such substantial size, both in terms of scope and duration, at one and the same time.
Dette er første gang Statoil tildeler så betydelige borekontrakter, både i omfang og tid, samlet.
The contracts embrace about 30 per cent of all production drilling on the Norwegian continental shelf.
Kontraktene omfatter om lag 30 prosent av all produksjonsboring på norsk sokkel.
Smedvig will be working from fixed platforms on its two fields, which are technologically similar from a drilling perspective for both phase and maturity.
Dette er felt som i denne sammenheng er teknologisk like i fase og modning.
Mr Reinertsen reports that the awards are based on an overall assessment of commercial and technical solutions.
Reinertsen sier at tildelingen skjedde etter en samlet evaluering av de kommersielle og tekniske løsningene.
Great weight has also been given to health, safety and environmental aspects.
Aspekter knyttet til helse, miljø og sikkerhet har også veid tungt.
Production drilling contracts worth a total of NOK 3.3 billion over four years have been awarded by Statoil to Norway’s Odfjell Drilling Management and Smedvig Offshore companies.
Statoil har tildelt Odfjell Drilling Management og Smedvig Offshore kontrakter for produksjonsboring.
This will be the most environmentally-friendly exploration drilling every carried out on the Norwegian continental shelf.
Leteboringen som er planlagt til høsten, blir den mest miljøvennlige som er gjennomført på norsk sokkel.
Together with the application for a discharge permit, Hydro has also submitted an environmental risk analysis and an emergency preparedness plan for the drilling operation.
Sammen med søknaden om utslippstillatelse har Hydro levert en miljø-risikoanalyse og en beredskapsplan for boreoperasjonen.
The documents are now being circulated for public comment until 10 August.
Dokumentene er nå ute til offentlig høring fram til 10. august.
"We have based the discharge permit application on the terms of the Lofoten Barents Sea study.
– Vi baserer søknaden om utslippstillatelse på premissene i Utredningen Lofoten Barentshavet.
This means that exploration drilling is planned to involve zero discharges apart from the drilling of the hole section for surface casing," says Nils Telnæs, head of Exploration in Hydro Oil & Energy.
Det innebærer at leteboringen planlegges gjennomført med null utslipp til sjø, unntatt ved boring av topphullet, sier Nils Telnæs, leder for Utforsking i Norge i Hydro Olje & Energi.
The application covers the drilling of exploration well 7220/6-1, in the C area (PL225) of the Barents Sea.
Søknaden gjelder boringen av letebrønnen 7220/6-1, som ligger i det såkalte C-området (PL225) i Barentshavet.
According to plan, drilling will start from the drilling rig "Eirik Raude" in November or December.
Etter planen starter boringen med boreriggen "Eirik Raude" i november eller desember.
The rig will then be assigned to Statoil for the drilling of two other exploration wells in the Barents Sea.
Deretter overtas riggen av Statoil, som skal bore to letebrønner i Barentshavet.
Environmentally friendly exploration drilling
Miljøvennlig leteboring
The well is to be drilled with water-based drilling fluid, and cuttings will be transported to land.
Brønnen skal bores med vannbasert borevæske, mens borekaks skal fraktes til land.
The only discharges will be in connection with the drilling of the hole section for surface casing, i.e. the upper 100 metres of the well.
Bare i forbindelse med boringen av topphullet – som er de øverste 100 meterne av brønnen – vil det være noe utslipp til sjøen.
The drilling operation will cause no damage to the marine environment.
Boreoperasjonen vil ikke være til skade for miljøet i havet.
"The discharges will mainly be of naturally occurring substances, such as salt and clay.
– Utslippene består hovedsakelig av naturlige stoffer som for eksempel salt og leire, sier Telnæs.
All drilling cuttings will be transported to land.
Under leteboringen vil alt boreavfall og all boregrus bli fraktet til land.
The routines are significantly more strict than the normal procedure on the continental shelf.
Dette er betydelig strengere rutiner enn ellers på sokkelen.
These are probably the most stringent environmental requirements for exploration drilling anywhere in the world.
Sannsynligvis er dette blant de strengeste miljøkravene som settes til leteboring noe sted i verden.
"The only discharge will be in connection with the drilling of the hole section for surface casing, as specified in the Lofoten Barents Sea study.
– Kun ved boringen av det grunne topphullet vil det bli utslipp til sjø – slik Utredningen Lofoten Barentshavet forutsetter.
The discharges from drilling this section will not harm the environment, as these consist mainly of salt, clay and wood pulp, mixed with sea water," says Telnæs.
Utslippene fra boring av topphullet vil være uskadelige for miljøet, og består for det meste av salt, leire og tremasse blandet med sjøvann, sier Telnæs.
"The only chemicals we will discharge that are classified as environmentally harmful are approximately two kilos of grease."
– Det eneste kjemikaliet vi slipper ut og som er klassifisert miljøfarlig er ca. to kilo gjengefett.
In addition thorough environmental risk and emergency preparedness analyses have been carried out for the whole of the drilling period.
Det er også gjennomført grundige miljørisikoanalyser og beredskapsanlyser som dekker hele den aktuelle boreperioden.
"Eirik Raude", the drilling rig to be used for exploration in the Barents Sea, is one of the most modern and advanced rigs in the world.
Boreriggen "Eirik Raude", som skal brukes under letingen i Barentshavet, er en av verdens mest moderne og avanserte rigger.
It has been constructed specially to operate in stormy seas.
Den er konstruert spesielt for å operere sikkert i værharde strøk.
Hydro has applied to the Norwegian Pollution Control Authority (SFT) for a discharge permit for exploration drilling in the Obelix prospect in the Barents Sea in the autumn.
Hydro har søkt Statens forurensingstilsyn (SFT) om utslippstillatelse for leteboring på Obelix-prospektet i Barentshavet.
This will result in a stoppage of gas export from the Oseberg Field Centre and significantly reduced oil production from the Grane field.
Det vil føre til stans av gasseksporten fra Oseberg feltsenter og betydelig redusert oljeproduksjon fra Grane-feltet.
Both the Heimdal, Oseberg and Grane installations are operated by Hydro.
Både Heimdal, Oseberg og Grane er operert av Hydro.
In addition to its own production of gas and condensate, the Heimdal platform also processes gas from the fields Huldra, Vale and Skirne.
I tillegg til Heimdals egen produksjon av gass og kondensat prosesserer Heimdal-plattformen gass fra feltene Huldra, Vale og Skirne.
If processing and transport from Heimdal have to stop, they will also have to stop production.
Dersom prosessering og transport på Heimdal må stanse, vil det føre til produksjonsstans også på disse feltene.
The total gas production from these fields is at present around 14 million cubic metres a day.
Samlet gassproduksjon fra disse feltene er for tiden om lag 14 millioner kubikkmeter per døgn.
The workers on Heimdal are also resonsible for the running and monitoring of Heimdal Riser Platform, which is operated by Gassco.
Bemanningen på Heimdal har også ansvar for drift og overvåking av Heimdal Riser Platform, som opereres av Gassco.
The escalation of the strike will mean that all gas transport via Heimdal Riser Platform will stop.
Opptrappingen av streiken vil kunne medføre at all gasstransport via Heimdal Riser Platform må stenge.
The total transport of gas via Heimdal Riser Platform is currently around 23 million cubic metres per day.
Samlet transport av gass via Heimdal Riser Platform er for tiden om lag 23 millioner kubikkmeter per døgn.
Produced gas from Oseberg and Tune can be reinjected in the oil reservoirs.
Produsert gass fra Oseberg og Tune kan reinjiseres i oljereservoarene.
This means that oil production from the Oseberg field will not be significantly affected.
Dette innebærer at oljeproduksjonen fra Oseberg-feltet ikke vil bli berørt i betydelig grad.
The two unions said that 56 members of the OFS on the Norne production ship and 11 from the Supervisors would be joining the strike at 24.00 on Sunday.
56 medlemmer fra OFS og 11 fra Lederne som arbeider på det Statoil-opererte Norne-skipet i Norskehavet tas ut i streik.
That could halt all gas treatment and transport via the North Sea field.
Det kan føre til at all behandling og transport av gass via Heimdal stanses.
Such processing would cease, with the loss of two million cubic metres of gas per day for the group.
Denne prosesseringen vil stoppe opp, og bortfall for Statoil vil være to millioner kubikkmeter per dag.
The group's commitments to gas buyers will be met from other sources.
Inntil videre vil Statoils forpliktelser til kunder bli opprettholdt gjennom gassleveranser fra andre kilder.
Production from Statoil’s Snorre and Vigdis fields in the Tampen area of the North Sea has already been hit by the strike.
Fra før er produksjonen ved de Statoil-opererte feltene Snorre og Vigdis i Tampen-området i Nordsjøen rammet av streiken.
“The aim is to develop tools which can help companies to systematise their human rights efforts in selected projects,” says Arne Seglem Larsen.
"BLIHR vil utvikle verktøy som kan hjelpe selskapene med å systematisere arbeidet koblet til menneskerettigheter i utvalgte prosjekter.