natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Drilling will be carried out from the PDQ drilling rig, with a jack-up rig assisting for the initial years. 
Boringen vil utføres fra boreriggen på plattformen, med støtte fra en oppjekkbar rigg de første årene.
The Mariner field development entails a gross investment of more than USD 7 billion. 
Utbyggingen av Mariner-feltet medfører en bruttoinvestering på mer enn sju milliarder amerikanske dollar.
Following the final investment decision in December 2012, Statoil in 2013 established an office an Aberdeen. 
Etter den endelige investeringsbeslutningen i desember 2012, etablerte Statoil et kontor i Aberdeen i 2013.
Statoil’s new UKCS operations centre is currently under construction on the Prime Four business park at Kingswells west of Aberdeen. 
Statoils nye driftssenter for britisk sokkel er for øyeblikket under bygging i næringsparken Prime Four i Kingswells, vest for Aberdeen.
Peterhead offshore supply base (Photo: ASCO) JPG 4 MB 
Peterhead offshore supply base (Foto: ASCO) JPG 4 MB
Asco is an international oilfield support services company, headquartered in Aberdeen. 
Asco er en internasjonal leverandør av forsyningsstøttetjenester til oljeindustrien, med hovekontor i Aberdeen.
The project entails a new well head platform and drilling rig (Platform C) and adds approximately 250 million barrels in recoverable resources to Peregrino field. 
Prosjektet omfatter en ny brønnhodeplattform og borerigg (Plattform C) og øker de utvinnbare ressursene på Peregrino-feltet med omkring 250 millioner fat.
Pål Eitrheim, Brazil country manager. 
Pål Eitrheim, landsjef for Brasil.
(Photo: Harald Pettersen ) 
(Foto: Harald Pettersen )
“Over its lifetime the project will generate several positive effects for Statoil’s supply chain and substantial tax incomes for Brazil. 
– I løpet av prosjektets levetid vil det gi en rekke positive effekter for Statoils forsyningskjede og generere betydelige skatteinntekter til Brasil.
Peregrino Phase II will strengthen our position in the country and reinforce our long-term commitment for the development of Brazil”, says Pål Eitrheim, senior vice president and Brazil country manager. 
Peregrino fase 2 vil styrke vår posisjon i landet og forsterke vårt langsiktige engasjement i utviklingen av Brasil, sier Pål Eitrheim, direktør og landsjef for Brasil.
The submission of the PoD to the Brazilian authorities is an important milestone. 
Innleveringen av utbyggingsplan (PoD) til de brasilianske myndighetene er en viktig milepæl.
The Peregrino Phase 2 will enable the extension of the economic life of the Peregrino field in Campos Basin, Offshore Brazil. 
Peregrino fase 2 vil gjøre det mulig å forlenge den økonomiske levetiden for Peregrino-feltet i Campos-bassenget utenfor Brasil.
Brazil is a core area for Statoil and Phase 2 is an important and strategic element in Statoil’s ambition to continue to build a strong position in the country. 
Brasil er et kjerneområde for Statoil, og Fase 2 er et viktig og strategisk element i Statoils mål om å fortsette å bygge opp en sterk posisjon i landet.
The Peregrino field has a good track record, with more than 90 million barrels produced since first oil, in April 2011. 
Peregrino-feltet kan vise til gode resultater, med en produksjon på over 90 millioner fat etter produksjonsstart i april 2011.
Based on the current plan, Peregrino Phase II is expected to start production towards the end of the decade, but Statoil will make adjustments to the schedule should that be necessary. 
Basert på den nåværende planen ventes Peregrino fase 2 å bli satt i produksjon mot slutten av dette tiåret, men Statoil vil om nødvendig foreta justeringer i planen.
The project team will look into further savings through simplification, standardization and a tailor made execution strategy thus improving return over investment. 
Prosjektteamet vil vurdere ytterligere innsparinger gjennom forenkling, standardisering og en skreddersydd gjennomføringsstrategi, noe som vil forbedre avkastningen på investeringen.
Project concept 
Prosjektkonsept
The current solution consists of a wellhead platform with a drilling unit (WHP-C) tied-back to the existing FPSO Peregrino. 
Den nåværende løsningen består av en brønnhodeplattform med en boreenhet (WHP-C) tilknyttet det eksisterende flytende produksjons-, lager- og losseskipet (FPSO).
The facilities contains standalone power generation and will export power to WHP-A. 
Innretningene omfatter et frittstående kraftgenereringssystem, og det vil bli eksportert kraft til WHP-A.
All the production and injection wells in the Phase II development are planned to be drilled from one new drilling centre, WHP-C installed in 120 m water depth. 
Alle produksjons- og injeksjonsbrønner i fase 2-utbyggingen planlegges boret fra et nytt boresenter, WHP-C, på 120 meters vanndyp.
With platform C, the company will increase well potential and be able to continue producing in Peregrino field for a longer period of time. 
Med plattform C vil selskapet øke brønnpotensialet og kunne fortsette å produsere på Peregrino-feltet i lengre tid.
The expected recoverable resources from the Phase II development within the concession period (until end of 2040) are 250 million barrels. 
De anslåtte utvinnbare ressursene fra fase 2-utbyggingen er i konsesjonstiden (fram til utgangen av 2040) 250 millioner fat.
Peregrino phase 2 concept illustration JPG 3 MB 
Peregrino fase 2 konseptillustrasjon JPG 3 MB
Phase II solution, with Platform C in the foreground. 
Fase 2-løsning, med Plattform C i forgrunnen.
(Photo: Allseas) 
(Foto: Allseas)
On the field Pioneering Spirit will install the topside on the steel jackets. 
Ute på feltet løfter den dekkene opp på stålunderstellet.
The drilling platform topsides will be installed in 2018, and the processing and living quarter topsides will follow in 2019. 
Installasjonen av dekket til boreplattformen skjer i 2018, og dekkene til prosessplattformen og boligplattformen skal på plass i 2019.
The vessel has a lifting capacity of 48,000 tons. 
Fartøyet kan løfte opp til 48.000 tonn.
The heaviest lift will be carried out during installation of the processing platform topside that weighs around 26,000 tons. 
Det tyngste løftet på Johan Sverdrup er dekket til prosessplattformen, som veier om lag 26.000 tonn.
The number of offshore man-hours will be reduced, which reduces both time and costs. 
Det gjør at timeantallet i havet reduseres, noe som sparer både tid og kostnader.
Constructed in South Korea, ”Pioneering Spirit” is currently being completed in Rotterdam. 
Pioneering Spirit ble bygget i Sør-Korea og er nå under klargjøring i Rotterdam.
This contract award is subject to the Norwegian parliament’s approval of the plan for development and operation of the Johan Sverdrup field in 2015. 
Denne kontraktstildelingen tar forbehold om godkjenning av Plan for Utbygging og Drift for Johan Sverdrup-feltet i Stortinget i 2015.
«Pioneering Spirit», the world’s largest heavy-lift vessel. 
Pioneering Spirit – verdens største løftefartøy.
And Castoro Sei, the other vessel currently involved in this project, is likely to finish laying pipe towards the end of the week. 
Det andre fartøyet som er med i leggingen av rørledningen, Castoro Sei, kommer trolig til å være ferdig mot slutten av denne uken.
"Completing Solitaire's part of the work is a milestone for us," says Europipe II project director Roar Jensen. 
"At Solitaire nå er ferdig med rørleggingen, er en milepæl for Europipe II-prosjektet.
Europipe II is due to start carrying contractual gas deliveries on 1 October from Statoil's Kårstø treatment plant north of Stavanger to a receiving station at Emden in Germany. 
Europipe II skal transportere gass mellom Statoils gassanlegg på Kårstø i Nord-Rogaland og en mottaksterminal i Emden i Tyskland fra 1. oktober.
It laid 52 kilometres of Europipe II off Denmark last year. 
Fartøyet la 52 kilometer av Europipe II i fjor på dansk sektor.
Castoro Sei and the Semac I laybarge have installed the rest of the line, south from the Danish sector to the German coast. 
Castoro Sei har sammen med leggefartøyet SemacI lagt rør fra dansk sokkel sørover til kysten av Tyskland.
Laying of Europipe II has been delayed because Solitaire got started later than planned. 
Europipe II-prosjektet har vært forsinket fordi Solitaire kom seint i gang med rørleggingen.
To claw back the lost time, laying continued during the winter - a first for this type of pipeline. 
For å innhente forsinkelsene er det for første gang blitt lagt rør av denne typen i vintersesongen.
The contracts cover all of Statoil’s activities on the Norwegian continental shelf. 
Kontraktene omfatter hele Statoils virksomhet på norsk sokkel.
Aker Maritime will be responsible for the Tampen area and parts of Halten Nordland. 
Aker Maritime får ansvar for Tampen-området og deler av Halten Nordland.
Due to the increased field portfolio in Tampen following the operatorship takeover from Norsk Hydro at the end of the year, the value of the contracts will be higher from 2003. 
På grunn av økt feltportefølje i Tampen etter operatørovertakelsen fra Norsk Hydro ved årsskiftet, blir kontraktsverdien her høyere fra 2003.
For Smedvig Brønntjenester the contract covers the Sleipner/Troll area as well as the Åsgard, Kristin and Mikkel fields in Halten Nordland. 
For Smedvig Brønntjenester omfatter oppdraget Sleipner/Troll-området samt feltene Åsgard, Kristin og Mikkel i Halten Nordland.
In addition, Smedvig will be responsible for well interventions in all Statoil exploration wells on the Norwegian continental shelf, and outside Norway if this is considered appropriate. 
Smedvig får dessuten ansvar for brønnintervensjoner i alle Statoils letebrønner på norsk sokkel, og også utenlands dersom dette vurderes som hensiktsmessig.
Statoil has awarded Aker Maritime Well Services and Smedvig Brønntjenester contracts for drilling and well services. 
Statoil har tildelt Aker Maritime Well Services og Smedvig Brønntjenester kontrakter for bore- og brønntjenester.
(Photos: Harald Pettersen) 
(Begge foto: Harald Pettersen)
“Castberg and Snorre 2040 are two major and important projects in our portfolio, and it is important that we find sound and robust development solutions for them,” says Ivar Aasheim, Statoil’s senior vice president for field development on the NCS. 
– Castberg og Snorre 2040 er to store og viktige prosjekter i vår portefølje som det er viktig å finne gode og robuste utbyggingsløsninger for, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
Statoil and its partners have put in an extensive effort to develop cost-effective solutions for the projects. 
Statoil og partnerne har gjennomført et omfattende arbeid for å utvikle kostnadseffektive løsninger for prosjektene.
“We see that our efforts have yielded results, and we are focused on reaping the full benefits of this in a way that ensures a sustainable and profitable utilisation of the resources in the Snorre and Johan Castberg fields. 
– Vi ser at arbeidet gir resultater, og vi er opptatt av å dra full nytte av dette på en måte som sikrer en forsvarlig og lønnsom utnyttelse av ressursene i Snorre- og Johan Castberg-feltene.
The recent decline in oil prices emphasises this,” Aasheim says. 
Den siste tids fall i oljepris understreker dette, understreker Aasheim.
Further improvements needed on the Johan Castberg field 
Ytterligere forbedringer nødvendig på Johan Castberg
The Johan Castberg partnership has decided to postpone the decision to continue, the so-called DG2, until the second half of 2016, with expectations for an investment decision in 2017. 
Partnerskapet i Johan Castberg har vedtatt å utsette beslutning om videreføring, såkalt DG2, til andre halvår 2016, med forventet investeringsbeslutning i 2017.
The Johan Castberg licence has achieved significant cost reductions in recent years, but the companies see further potential. 
Johan Castberg-lisensen har de siste årene oppnådd betydelige kostnadsreduksjoner, men selskapene ser et ytterligere potensial.
Ivar Aasheim, Statoil’s senior vice president for field development on the NCS. 
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
“We have made significant progress in reducing costs for Johan Castberg. 
– Vi har gjort betydelige fremskritt med å redusere kostnadene for Johan Castberg.
However, current challenges in relation to costs and oil prices require us to spend more time to ensure that we extract the full benefit of the implemented measures,” Aasheim says. 
Dagens utfordringer knyttet til kostnader og oljepris gjør at vi må ta oss mer tid for å sikre at vi får full uttelling på tiltakene som er iverksatt, sier Aasheim.
At the same time, studies are continuing on the alternatives for an oil infrastructure in the Barents Sea, by a group of operators in the area including Statoil, Lundin Norway, Eni and OMV. 
Samtidig fortsetter en gruppe operatører i området, inkludert Statoil, Lundin Norway, Eni og OMV, å studere alternativer for oljeinfrastruktur i Barentshavet.
The aim is to assess the foundation for an onshore terminal that could support multiple fields in the Barents Sea 
Målet er å vurdere grunnlaget for en landterminal som kan støtte flere felt i Barentshavet.
Major investments in Snorre 2040 
Store investeringer i Snorre 2040
The Snorre partnership has decided to extend the progress plan for Snorre 2040. 
Partnerskapet i Snorre har besluttet å utvide fremdriftsplanen for Snorre 2040.
The new schedule for the preliminary decision to implement (DG2) is the fourth quarter of 2016. 
Nytt tidspunkt for foreløpig beslutning om gjennomføring (DG2) er fjerde kvartal 2016.
Snorre is one of the fields with the largest remaining oil resources on the Norwegian continental shelf. 
Snorre er et av feltene med størst gjenværende oljeressurser på norsk sokkel.
The subsurface is complex, and major investments will be required to produce the resources. 
Undergrunnen er kompleks og det vil kreve store investeringer å utvinne ressursene.
High investments in combination with challenging profitability characterise the Snorre field’s further development leading up to 2040. 
Høye investeringer kombinert med utfordrende lønnsomhet er et kjennetegn for videreutviklingen av Snorre-feltet frem mot 2040.
Systematic work has taken place over several years to find the right solution for this project. 
Gjennom flere år er det arbeidet for å finne den rette løsningen for prosjektet.
The conclusion is that more time is needed for the owners to reduce investment costs and improve the understanding of the reservoir. 
Det er nå klart at eierne trenger mer tid for å redusere investeringskostnadene og få bedreinnsikt i reservoaret.
The licensees have an ambition to increase the recovery rate on the Snorre field. 
Rettighetshaverne har en ambisjon om å øke utvinningsgraden på Snorre-feltet.
The existing infrastructure has a given technical lifespan, and this will be decisive in the planning of Increased Oil Recovery (IOR) measures. 
Eksisterende infrastruktur har en gitt teknisk levetid og dette vil være avgjørende for planleggingen av tiltak for økt oljeutvinning (IOR-tiltak).
The Snorre 2040 project works systematically to extend the lifespan for existing facilities, and to limit any loss of production due to the revised progress plan. 
Snorre 2040-prosjektet jobber systematisk for å utvide levetiden på eksisterende innretninger og for å begrense mulig tapt produksjon som følge av den reviderte fremdriftsplanen.
The selected concept to construct a new platform, Snorre C, forms the basis for the work leading up to a new time for the decision point, which is 4Q 2016. 
Det valgte konseptet om å bygge en ny plattform, Snorre C, ligger til grunn for arbeidet frem mot nytt beslutningstidspunkt i fjerde kvartal 2016.
A final investment decision is scheduled for 4Q 2017, with production start in 4Q 2022. 
Endelig investeringsbeslutning planlegges i løpet av fjerde kvartal 2017 og produksjonsoppstart i løpet av fjerde kvartal 2022.
Reserves in the Snorre field are currently estimated at 1.63 billion barrels of oil. 
Reserveanslaget på Snorre-feltet er i dag 1,63 milliarder fat olje.
The original estimate, when the plan for development and operation (PDO) was submitted in 1989, was around 760 million barrels of oil. 
Opprinnelig anslag ved innlevering av Plan for utbygging og drift (PUD) i 1989 var om lag 760 millioner fat olje.
By means of a number of IOR measures and use of new technology, the recoverable reserves have more than doubled. 
Ved hjelp av en rekke tiltak for økt oljeutvinning (IOR) og bruk av ny teknologi er utvinnbare reserver mer enn fordoblet.
Today the expected recovery rate is 47%, but through the Snorre 2040 project, the owners have an ambition to increase this even more. 
I dag er forventet utvinningsgrad 47 prosent, men eierne har gjennom Snorre 2040-prosjektet et ønske om å øke denne ytterligere.
(Illustration: Sentinel Marine) 
(Illustrasjon: Sentinel Marine)
Sentinel Marine is an Aberdeen-based company, owning and operating offshore support vessels in the oil and gas marine industry. 
Sentinel Marine er et Aberdeen-basert selskap som eier og driver støttefartøy i olje- og gassindustrien.
The new 65 metre ship, to be named “Mariner Sentinel”, will be custom built for Statoil and provide emergency cover, oil spill response preparedness and tanker assist capabilities for the Mariner field. 
Det nye 65 meter lange skipet, som får navnet “Mariner Sentinel”, vil bli skreddersydd for Statoil og skal sikre beredskapsdekning, oljevernberedskap og tankskipstøtte for Mariner-feltet.
The ERRV contract with Sentinel Marine has a fixed duration of five years, commencing in July 2016, and also includes five one-year extension options. 
ERRV-kontrakten med Sentinel Marine har en fast varighet på fem år med oppstart fra juli 2016, og omfatter fem opsjoner på ett år hver.
“This is an important contract award in our preparations for safe and efficient operations on Mariner,” says Gunnar Breivik, managing director of Statoil Production UK. 
– Dette er en viktig kontraktstildeling i forberedelsene for sikker og effektiv drift på Mariner, sier Gunnar Breivik, direktør for Statoil Production UK.
Gunnar Breivik, managing director of Statoil Production UK. 
Gunnar Breivik, direktør for Statoil Production UK.
“The emergency and rescue vessel plays a key role in our safety and emergency preparedness plan. 
– Beredskaps- og redningsfartøyet spiller en viktig rolle i våre planer for sikkerhet og beredskap på feltet.
We are pleased with the flexible and cost-effective solution Sentinel Marine is offering, and we are looking forward to working with them as a partner in the operational phase. 
Vi er fornøyd med den fleksible og kostnadseffektive løsningen som Sentinel Marine tilbyr, og vi ser fram mot å samarbeide med dem som partner i driftsfasen.
“Mariner Sentinel” will carry mechanical oil spill response equipment and contribute to a strengthening of the emergency preparedness capacity also on a regional basis,” Breivik says. 
Mariner Sentinel vil ha mekanisk oljevernutstyr om bord og vil bidra til å styrke beredskapskapasiteten også på regional basis, sier Breivik.
Hook-up and commissioning is expected to start in 2016. 
Oppkobling- og ferdigstillingsarbeidet tar til i 2016.
“Mariner Sentinel” is expected to be delivered early in 2017. 
Mariner Sentinel ventes å bli levert i begynnelsen av 2017.
From the summer of 2016 and until the new vessel is ready for operation, Sentinel Marine will provide another ERRV for emergency cover on Mariner. 
Fra sommeren 2016 og fram til det nye fartøyet er klart for drift vil et annet beredskapsfartøy fra Sentinel Marine sørge for beredskapsdekning på Mariner.
Statoil is the operator of the Mariner field with 65.11% equity. 
Statoil er operatør for Mariner-feltet med 65,11 prosents eierandel.
Co-venturers are JX Nippon Exploration and Production (U.K.) 
De andre partnerne er JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
Mariner Sentinel illustration. 
Mariner Sentinel illustrasjon.
(Illustration: Sentinel Marine) JPG 3 MB 
(Illustrasjon: Sentinel Marine) JPG 3 MB
Grace Reksten Skaugen has at an early point in time informed the nomination committee that she does not wish to stand for re-election in 2015. 
Grace Reksten Skaugen har på et tidlig tidspunkt informert valgkomiteen om at hun ikke ønsker å stille til gjenvalg i 2015.
Reksten Skaugen has been a board member in Statoil since 2002, and has in the recent years been deputy chair of the board and chair of the board’s compensation and executive development committee. 
Reksten Skaugen har vært medlem av Statoils styre siden 2002, og har i de seneste år også vært styrets nestleder og leder for styrets kompensasjons- og lederutviklingsutvalg.
Since 2012, Rebekka Herlofsen has been the Chief Financial Officer in the Norwegian shipping company Torvald Klaveness. 
Rebekka Herlofsen har siden 2012 vært CFO i det norske rederiet Torvald Klaveness.
She has broad financial and strategic experience from several corporations and board directorships. 
Hun har omfattende finansiell og strategisk erfaring fra flere selskaper og ulike styreverv.
Herlofsen’s professional career began in the leading Nordic Investment Bank, Enskilda Securities, where she worked with corporate finance and equity analysis from 1995 to 1999. 
Herlofsen begynte sin karriere i et av Nordens største meglerhus, Enskilda Securities, hvor hun arbeidet med corporate finance og analyse fra 1995 til 1999.
During the next ten years Herlofsen worked in the Norwegian shipping company Bergesen d.y. 
De neste ti årene arbeidet hun i det norske rederiet Bergesen d.y.
Having been a previous board member in Noreco, she was appointed as the company’s Chief Financial Officer in 2011, before commencing her current role as Chief Financial Officer in Torvald Klaveness in 2012. 
Som tidligere styremedlem i Noreco, ble hun i 2011 ansatt som CFO, før hun i 2012 begynte sitt nåværende arbeid som CFO i Torvald Klaveness.
Rebekka Glasser Herlofsen is a Norwegian citizen. 
Rebekka Herlofsen er norsk statsborger.
The election to Statoil's board of directors takes place in the company's corporate assembly meeting, Wednesday 18 March 2015. 
Valget til Statoils styre finner sted i selskapets bedriftsforsamling onsdag 18. mars 2015.
It is proposed that the election enters into effect from 19 March 2015, until the ordinary election of shareholder-representatives to the board of directors in 2016. 
Det foreslås at valget får virkning fra 19. mars 2015 og fram til det ordinære valget av aksjonærrepresentanter til styret i 2016.
All enquiries to be directed through Statoil Corporate Press Office, Jannik Lindbæk, +47 977 55 622 . 
Forespørsler formidles gjennom informasjonsdirektør i Statoil, Jannik Lindbæk, +47 977 55 622 .
The nomination committee in Statoil recommends that Rebekka Glasser Herlofsen is elected as new member of the board. 
Valgkomiteen i Statoil ASA anbefaler at selskapets bedriftsforsamling velger Rebekka Glasser Herlofsen til nytt medlem av styret.
The drilling stoppage is expected to last for a minimum of six months. 
Lengden på borestansen forventes å bli minimum seks måneder.
The Veslefrikk field in the North Sea. 
Veslefrikk-feltet i Nordsjøen.
Astrid Sørensen, senior vice president for operations. 
Astrid Sørensen direktør for Fellesoperasjoner.
The contract is worth roughly NOK 1.1 billion over a 5-year period. 
1,1 milliarder kroner over en femårsperiode.
The Statfjord C platform in the North Sea. 
Statfjord C-plattformen i Nordsjøen.
Johan Sverdrup field illustration 
Feltillustrasjon Johan Sverdrup
The total cost of the power supply to phase 1 has been estimated at around NOK 6 billion (2015 value). 
Den totale kostnaden for strøm til fase 1 på Johan Sverdrup er estimert til ca 6 milliarder kroner, 2015 kroner.
ABB will provide high-voltage direct current (HVDC) equipment that will transform the onshore grid’s alternating current (AC) to HVDC at the Haugsneset converter station before the current is transmitted in a 200-kilometre long direct current submarine cable to the Johan Sverdrup field centre. 
ABB skal levere høyspennings likestrømsutstyr (HVDC = High Voltage Direct Current) som omformer landnettets vekselstrøm til likestrøm på omformerstasjonen på Haugsneset for deretter å bli overført i en 200 kilometer lang strømkabel til Johan Sverdrup-feltsenter.