natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This is where you have the challenge: from what younger generations want, from new companies, different industry sectors, maybe companies that are coming from the emerging world,” he says. 
Det er der utfordringen deres ligger: hva yngre generasjoner ønsker, fra nye selskaper, andre industrisektorer, kanskje selskaper i fremvoksende økonomier, sier han.
Stéphane Garelli is Professor Emeritus of World Competitiveness at IMD and Professor at the University of Lausanne. 
Stéphane Garelli er professor i konkurransekraft ved IMD og University of Lausanne.
For many years, he was also the Managing Director of the World Economic Forum and the Davos Symposium. 
I mange år var han også administrerende direktør for the World Economic Forum og the Davos Symposium.
Statoil Future Energy Forum 2017 
Statoil Future Energy Forum 2017
This year’s Future Energy Forum featured keynote speeches and panel sessions with politicians and key industry figures. 
Årets Future Energy Forum var en spennende miks med foredrag og dialogsesjoner der også politikere og leverandørindustrien deltok.
Daring to fail—so as to succeed 
Kunsten å feile—for å lykkes
Digitalisation and innovation crucial to competitiveness. 
Nå skal hun samle alle gode ideer og ta Statoil inn i framtiden
It was laid down on the seabed at 05:04 Friday morning, 21 August. 
05.04 fredag 21. august.
(Photo: Lars Chr. 
(Foto: Lars Chr.
Henrichsen, Statoil) 
Henrichsen/Statoil)
The 482-kilometre long and 36-inch wide pipeline will run from Nyhamna in western Norway to the Aasta Hansteen field in the Norwegian Sea. 
​Den 482 kilometer lange 36 tommers rørledningen strekker seg fra Nyhamna i Møre og Romsdal til Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet.
The world’s largest pipelaying vessel, Solitaire from Allseas, is carrying out the job and is advancing slowly, exactly 24.4 metres at a time, every sixth minute or so, around the clock. 
Verdens største rørleggingsfartøy, Solitaire fra Allseas, gjør jobben og beveger seg sakte framover, nøyaktig 24,4 meter om gangen omtrent hvert sjette minutt, døgnet rundt.
Good progress 
God framdrift
During the start-up in March the pipeline was pulled in to Nyhamna. 
Under oppstarten i mars ble røret trukket inn til Nyhamna.
During September the vessel will arrive at the Aasta Hansteen field, if weather permits. 
I løpet av september vil fartøyet være framme ved Aasta Hansteen-feltet, om været tillater det.
Even early in the autumn high waves and strong wind leading to interruptions must be expected. 
Selv tidlig på høsten må man regne med å stoppe opp på grunn av bølger og vind.
The weather has been good for a long period now: 
Det har nå vært en en lang periode med godt vær:
«We are progressing well at the moment, conditions have been good for more than 50 days in a row, and at the end of July we set a record of laying 4.8 kilometres of pipes in one day,” says Kenneth Aksel Kristensen, one of Statoil’s company representatives on board the vessel. 
– Her går det kjempebra for tiden, vi har hatt bra forhold i mer enn 50 dager og 17. august satte vi rekord med 5,01 kilometer rør på en dag, sier Kenneth Aksel Kristensen, en av Statoils selskapsrepresentanter om bord på fartøyet.
Being from northern Norway he is particularly proud of helping lay the very first pipeline across the Arctic Circle. 
Som nordlending er han ekstra stolt over å være med på å legge den aller første rørledningen som krysser polarsirkelen.
Polarled will also be the deepest pipeline on the Norwegian continental shelf – by the Aasta Hansteen field the water depth is 1260 metres. 
Polarled blir også den dypeste rørledningen på norsk sokkel: Ved Aasta Hansteen-feltet, skal de ned på 1 260 meter.
Furthermore, it will be the first time a 36-inch wide pipe is laid in such deep waters anywhere in the world. 
Det er også første gang i verden at et rør på 36 tommer i diameter legges på så stort dyp.
Pipe with this diameter has never before been laid this deep. 
Rør med denne diameteren har aldri før blitt lagt så dypt.
Polarled will also be the deepest pipeline on the Norwegian continental shelf. 
Polarled blir også den dypeste rørledningen på norsk sokkel.
Shuttle traffic 
Skytteltrafikk
The vessel is a huge, well-oiled pipelaying machine which needs constant supply of pipes. 
Fartøyet er en enorm, velsmurt rørleggingsmaskin som stadig trenger forsyninger av rør.
Every pipe is 12.2 metres long and the vessel is laying around four kilometres of pipes a day. 
Hvert rør er 12,2 meter langt, fartøyet legger rundt fire kilometer rør til daglig.
This means that it needs a supply of more than 300 pipes a day, filling two to three boats every day. 
Det betyr at de trenger over 300 rør hver eneste dag, det vil si at de trenger to til tre båtlaster med rør om dagen.
Two cranes are working hard like busy ants as they are lifting hundreds of pipes on board the vessel. 
To kraner jobber kontinuerlig som flittige maur der de løfter om bord hundrevis av rør.
«The pipes arrive from Wasco in the city of Mo i Rana, where they are coated. 
– Rørene kommer nå fra Wasco i Mo i Rana, der de er coatet .
This means that they have been given a concrete layer to protect them from trawling and make them heavier,” explains Kristensen. 
Det vil si at det er lagt på et betonglag både for å beskytte dem mot tråling og for å gjøre dem tunge, forteller Kristensen.
Assembly line 
Samlebånd
When a pipe is lifted on board the Solitaire it enters a huge assembly line. 
Når røret løftes om bord på Solitaire går det inn i et enormt samlebånd.
The pipe is sent from station to station through the factory of the 397-metre long and 41-metre wide vessel, where specialised operators perform their tasks. 
Røret beveger seg fra stasjon til stasjon gjennom fabrikken på det 397 meter lange og 41 meter breie fartøyet, der det står operatører som utfører sine spesialiserte oppgaver.
They are welding, checking, welding some more and checking some more before the welded joints are protected and the pipe becomes part of the long tail behind the Solitaire. 
Det sveises, det kontrolleres, det sveises mer og kontrolleres igjen før skjøtene beskyttes og røret blir en del av den lange halen med rørledning som Solitaire legger bak seg.
The pipeline is not laid in a straight line: “We have examined the seabed thoroughly in advance to find the best route and also to avoid corals and large rocks,” says Arne Fosse, Statoil’s head of the Polarled construction work. 
Og det er ikke en helt rett linje: – Vi har gjort grundige undersøkelser av havbunnen i forkant for å finne beste ruten og blant annet unngå koraller og store steiner, forteller Arne Fosse, Statoils leder for konstruksjonsarbeidet i Polarled.
It takes six boat in shuttle traffic to keep the two cranes on Solitaire supplied with pipe around the clock. 
Seks båter går i skytteltrafikk med rør for å holde de to kranene ombord på Solitaire i arbeid døgnet rundt.
(Photo: Eva Sleire 
(Foto: Eva Sleire)
Saving money 
Sparer penger
In his office in Stavanger project manager Alfred Øijord has reason to smile. 
På kontoret i Stavanger kan prosjektleder Alfred Øijord smile bredt.
After some periods of bad weather right after the pull-in to Nyhamna in March, the project is progressing well – also financially. 
Etter perioder med dårlig vær i starten, like etter inntrekking ved Nyhamna i mars, har prosjektet gått veldig bra – også økonomisk.
«We are currently expecting to deliver way below budget,» he says. 
– Vi ligger an til å levere langt under budsjett.
“The original investment budget for the pipeline project was NOK 11.1 billion. 
Opprinnelig investeringsbudsjett for rørledningsprosjektet var 11,1 milliarder kroner.
We have also had favourable market conditions with regard to capacity and price.” 
Basert på dette har vi også kunnet treffe markedet med hensyn til kapasitet og pris.
Building for the future 
Bygger for framtiden
At start-up the gas from Aasta Hansteen will be the only gas passing through Polarled, but the pipeline has a diameter of 36 inches and capacity for more gas: 
Ved oppstart er det bare gassen fra Aasta Hansteen som vil bli transportert gjennom Polarled, men røret har en diameter på 36 tommer og plass til mer:
“We have therefore installed six connection points, call it future slip roads to the new gas highway,” says Håkon Ivarjord, Statoil’s project venture manager for the Polarled development project. 
– Vi har derfor installert seks tilknytningspunkter, kall det framtidige påkjørsler til den nye motorveien for gass, sier Håkon Ivarjord oppdragsleder for Polarled Utviklingsprosjekt.
“Polarled will open up for gas export to Europe from a completely new gas province, and with the infrastructure in place it will also be more attractive to explore the surrounding area.” 
Med Polarled åpner vi for eksport av gass til Europa fra et helt nytt område, og med infrastrukturen på plass vil det også bli mer attraktivt å lete i nærområdet.
The pipelaying vessel Solitaire’s pipeline tail grows fast – with as much as five kilometers per day. 
Halen av rørledning bak rørleggingsfartøyet Solitaire vokser fort,med så mye som fem kilometer i døgnet.
24-hour operation 
Døgndrift
The Solitaire crew is working around the clock. 
Om bord på Solitaire jobbes det døgnet rundt.
It takes around 90 minutes from a pipe is lifted on board and enters production until it has become part of the ever-extending Polarled pipeline. 
Det tar om lag halvannen time fra et rør løftes om bord og går inn i produksjonen, til det har blitt en del av den stadig voksende Polarled-rørledningen.
There are 410 people on board the vessel, including two asset owner representatives from Statoil and eight people from DNV GL – who are also part of the day and night operation. 
Om bord er 410 personer, blant dem to selskapsrepresentanter fra Statoil og åtte personer fra DNV GL – som også går døgnskift.
In a control room aft Max Misund is busy studying his computer screen – around every sixth minute he receives the result of the automatic ultrasound inspection made inside the vessel. 
I et kontrollrom akter sitter Max Misund og stirrer på en skjerm – sånn omtrent hvert sjette minutt får han overført resultatet av den automatiske ultralydinspeksjonen som utføres i skipets indre.
Also this weld is approved. 
Også denne sveisen får et ok:
The welding quality is good, he says: “We have now checked more than 14,000 welds and the repair rate is 0.6%. 
Det er svært god kvalitet på sveisingen, forteller han: – Nå har vi sjekket over 14 000 sveiser og har en reparasjonsrate på 0,6 prosent.
That is an excellent result!» 
Det er veldig bra!
The pipelaying work had to wait on weather for a couple of days, and gave the crew a welcome break. 
I havet har de fått et lite, og nesten etterlengtet væravbrudd på et par dager, før rørleggingen startet opp igjen.
“Laying several hundred kilometres almost without weather interruptions is very unusual. 
– Å legge flere hundre kilometer nesten uten væravbrudd er veldig uvanlig.
It is good to have a break to perform necessary maintenance on the pipelaying equipment, and not least to give the crew a welcome break before completing the pipelaying in 1260 metres of water,” concludes Arne Fosse. 
Det kan være greit med en liten pause for å få gjort nødvendig vedlikehold på leggeutstyret, og ikke minst for å la mannskapet få en liten pust i bakken før rørleggingen ferdigstilles på dypt vann, 1260 m, avslutter Arne Fosse.
This piece of pipe marks Polarled’s crossing of the Arctic Circle. 
Røret som markerer hvor Polarled krysser polarsirkelen ble lagt på havbunnen kl.
Through a combination of wells with long well sections and new completion technology, oil and gas are now produced from a reservoir previously regarded as not feasible. 
Ved hjelp av lange brønnseksjoner og nye teknologiske løsninger hentes det nå opp olje og gass fra et reservoar som tidligere var utilgjengelig.
This pioneer project opens up for other similar developments. 
Pionerprosjektet åpner for utbygging av flere liknede områder.
The reserves in the Smørbukk South Extension project are estimated to be 16.5 million bbl oil equivalent and will contribute significantly to the production from the Åsgard A FPSO in the times ahead. 
Reservene i Smørbukk Sør Extension prosjektet er beregnet til 16,5 millioner fat oljeekvivalenter og vil bidra betydelig til produksjonen på Åsgard A-skipet i tiden som kommer.
"This has been a world class challenge. 
– Dette har vært en utfordring i verdensklasse.
Very few offshore fields have been developed with such low permeability under normal pressure conditions," says asset owner representative, Ove Andre Pettersen. 
Svært få offshoreprosjekter har blitt utviklet med så tette reservoarer under normalt trykk, sier oppdragsleder Ove Andre Pettersen.
The main solution for cracking the code with such tight reservoirs is to drill long horizontal reservoir sections. 
Hovedløsningen for slike tette formasjoner er å bore lange horisontale reservoarseksjoner.
He compliments the close and good cooperation between the involved parties in Statoil, contractors and partners. 
Han berømmer det tette og gode samarbeidet mellom aktørene i Statoil, og med partnere og leverandører.
"The project is delivered below the initial sanctioned cost estimate at sanctioning and exactly on the date of startup. 
– Prosjektet leveres betydelig under opprinnelig kostnadsestimat, og på dagen i forhold til oppstart.
Åsgard Unit partnership: 
Rettighetshavere Åsgard Unit
In addition to drilling long reservoir sections, the so called «fishbone”-technology has been implemented for the first time on the NCS to further increase productivity. 
I tillegg til å bore lange reservoarseksjoner, prøves den såkalte «fiskebensteknologien» ut for første gang på norsk sokkel for å øke produksjonen ytterligere.
This technology involves drilling 150 «fishbones» where each “bone” is 10-12 meters long into the reservoir from the main well. 
150 «fiskeben» med diameter på 12 millimeter bores 10-12 meter ut av brønnløpet ved hjelp av roterende turbiner.
This technology involves drilling of «fishbones» into the reservoir from the main well. 
Teknologien innebærer at tynne "fiskeben" bores ut fra brønnløpet.
"This is an important step forward in testing and implementing a technology that enables increased oil recovery from reservoirs where the method of fracking is not feasible. 
– Dette er et viktig skritt i uttesting og anvendelse av en teknologi som gjør det mulig å øke utvinningen fra veldig tette reservoarer hvor oppsprekking ikke er en aktuell metode.
The experience gained with long reservoir sections and «fishbones» opens up for several new projects both at the Åsgard field and elsewhere on the NCS," states Petech manager at Åsgard Mari Skaug. 
Erfaringene med lange brønner i tette formasjoner og «fiskeben» åpner opp for flere nye prosjekter på Åsgard-feltet og ellers på norsk sokkel, sier Mari Skaug, som er leder for petroleumsteknologi på Åsgard .
The multilateral well that has been drilled by Deepsea Bergen was delivered well below estimated time and cost. 
Flergrensbrønnen som er boret med boreriggen DeepSea Bergen ble levert godt under estimerte tids- og kostnadsrammer.
Pending production experience, a gas injection well will be drilled to further increase the recovery from Smørbukk South Extention. 
Avhengig av produksjonsutviklingen vil neste steg bli å bore en gassinjeksjonsbrønn for ytterligere å øke utvinningen fra Smørbukk Sør Extention.
Fast-track development 
Fast track-utbygging
The development of the Smørbukk South Extension project includes, in addition to the wells, a new subsea template connected to existing infrastructure at the Åsgard field and a new umbilical to Åsgard A. 
Utbyggingen av Smørbukk Sør Extension består, i tillegg til brønnene, av en ny havbunnsramme koblet opp til eksisterende infrastruktur på Åsgard-feltet med to rørledninger, samt en ny kontrollkabel til Åsgard A.
The development was sanctioned in March 2013 and has been executed in accordance with Statoil’s “fast track” principles. 
Utbyggingen startet i mars 2013 og er gjennomført i henhold til Statoils «fast track» prinsipper.
Larger parts of the subsea structures were installed at the field during summer 2014, with the remaining scope and hook up to Åsgard being done this summer. 
Store deler av havbunnsanlegget ble installert sommeren 2014, mens resterende marint arbeid og oppkoblingen mot Åsgard A er gjort denne sommeren.
Installation of Smørbukk South Extension subsea template. 
Havbunnsrammen under installasjon på Åsgard-feltet.
Placed by the group on behalf of the licensees, this job covers engineering, procurement and construction of the quarters with helideck and control room 
Den omfatter prosjektering, innkjøp og konstruksjon av boligkvarteret med helikopterdekk og kontrollrom.
Total investment in the Kristin development on the Halten Bank is put at NOK 17 billion, with production scheduled to begin on 1 October 2005. 
Samlede investeringer for Kristin-utbyggingen er anslått til 17 milliarder kroner.
A contract worth about NOK 240 million to build the living quarters for Statoil’s Kristin platform in the Norwegian Sea has been awarded to Pharmadule Emtunga in Sweden. 
Kontrakten er verdt om lag 240 millioner kroner.
“We are well pleased with getting Kværner on board on yet another complex steel jacket delivery for Johan Sverdrup. 
– Vi er godt fornøyd med å få Kværner med på laget på nok en kompleks leveranse av stålunderstell til Johan Sverdrup.
An important part of the original letter of intent between Statoil and Kværner for delivery of steel jackets implied that the partners were to cooperate on realising further improvements through standardisation and simplification. 
En viktig del av den opprinnelige intensjonsavtalen mellom Statoil og Kværner på stålunderstell, innebar at partene skulle jobbe sammen med å realisere ytterliggere forbedringer gjennom standardisering og forenkling.
This contract proves that the cooperation has been successful, and together we have improved competitiveness and maximised value creation from Johan Sverdrup,” says Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project. 
Denne kontrakten viser at samarbeidet har vært vellykket og sammen har vi styrket konkurransekraft og maksimert verdiskapingen fra Johan Sverdrup, sier Kjetel Digre direktør for Johan Sverdrup-prosjektet.
Weighing 22,500 tonnes, the drilling platform jacket will be the second largest of the jackets to be constructed during the first phase of the Johan Sverdrup project. 
Stålunderstellet til boreplattformen veier 22 500 tonn og er det nest største av stålunderstellene som skal bygges i første fase av Johan Sverdrup-prosjektet.
This jacket will be delivered and installed on the Johan Sverdrup field in the spring of 2018. 
Understellet skal leveres og installeres på Johan Sverdrup-feltet våren 2018.
”The Johan Sverdrup project activity will rise considerably in the time ahead as we take new steps in the development. 
– Aktiviteten på Johan Sverdrup-prosjektet kommer til å øke betydelig fremover etter hvert som vi tar nye skritt videre i utbyggingen.
We are cooperating closely with the suppliers in the engineering of the platforms for the project. 
Vi jobber tett sammen med leverandørene i forprosjekteringen av plattformene på prosjektet.
So far, we have awarded several main contracts and equipment packages at a value of more than NOK 43 billion,” Digre says. 
Vi har tildelt flere hovedkontrakter og utstyrspakker til en verdi av over 43 milliarder kroner så langt, sier Digre.
“More contracts will be awarded this autumn. 
– Flere kontrakter vil bli tildelt i løpet av høsten.
We have already started on the first jacket for the riser platform at Kværner Verdal. 
Vi er allerede i gang med byggingen av det første plattformunderstellet til stigerørsplattformen på Kværner Verdal.
So far, we are on track on the Johan Sverdrup development,” says Digre. 
Så langt er vi i rute med Johan Sverdrup-utbyggingen, sier Digre.
Johan Sverdrup licence partners 
Partnere i Johan Sverdrup
40.0267% (operator) 
40,0267% (operatør)
22.6% 
22,6%
17.36% 
17,36%
Det norske oljeselskap 
Det norske oljeselskap
11.5733% 
11,5733%
Maersk Oil 
Maersk Oil
8.44% 
8,44%
The contract is an execution of the letter of intent signed by Statoil and Kværner for delivery of two jackets for Johan Sverdrup. 
Avtalen er en effektuering av intensjonsavtalen som Statoil inngikk med Kværner på leveranse av to stålunderstell til Johan Sverdrup.
Work starts immediately. 
2 år, og arbeidet starter umiddelbart.
Its gas will be exported to Kårstø via a new 18-inch pipeline, tied into the Statpipe rich-gas leg from Statfjord with the aid of hot tapping and connection to a 30-inch retrofit tee. 
Gassen vil bli eksportert til Kårstø via en ny 18 tommers rørledning som tilknyttes Statpipe rikgassrørledningen fra Statfjord.
Installation will be diverless, using hot tapping equipment from the pipeline repair system (PRS) base in Haugesund. 
Installasjonen vil være dykkerløs ved å utnytte hot-tap utstyr på PRS-basen i Haugesund.
Johan Sverdrup is one of the five largest oil fields on the Norwegian continental shelf. 
Johan Sverdrup er blant de fem største oljefeltene på norsk sokkel.
With estimated resources of 1.7 to three billion barrels, it will rank as one of Norway’s most important industrial projects over the next half-century. 
Med forventede ressurser på 1,7 – 3,0 milliarder fat olje vil feltet være et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene.
The field is due to come on stream in December 2019, and to continue producing for 50 years. 
Planlagt produksjonsstart for Johan Sverdrup-feltet er desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år.
Gassco will serve as the operator and technical manager of the 156-kilometre pipeline from the riser platform on Johan Sverdrup to the Statpipe rich-gas leg once the field comes on stream. 
Gassco blir operatør og ansvarlig for teknisk drift av den 156 kilometer lange rørledningen mellom Johan Sverdrup-feltets stigerørsplattform og Statpipe rikgass-rørledning når feltet settes i drift.
Statoil is the development operator. 
Statoil er utbyggingsoperatør.
Three-dimensional model of the gooseneck spool and retrofit hot-tap tee (IKM Ocean Design). 
3D- modell av Gooseneck Spool and Retrofit Hot-tap Tee (IKM Ocean Design).
The high-voltage cables are 200 kilometres long and designed for a supply capacity of 100 MW/80 kV. 
Høyspentkablene er 200 kilometer lange og er designet for å levere en kapasitet på 100 MW med 80 kV.
This will cover the power need for the first phase of the Johan Sverdrup field development, which is scheduled for start-up late in 2019. 
Dette dekker behovet for kraft for første utbyggingsfase av Johan Sverdrup-feltet som har planlagt oppstart sent i 2019.
The contract also covers options for delivering high-voltage cables from shore to the Johan Sverdrup field to meet the power requirement of a full development of the Johan Sverdrup field as well as the Edvard Grieg, Ivar Aasen and Gina Krog fields on the Utsira High. 
I tillegg omfatter kontrakten opsjoner for leveranse av høyspentkabler fra land til Johan Sverdrup-feltet for å dekke kraftbehovet for full utbygging av Johan Sverdrup-feltet og feltene Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog på Utsirahøyden.
The total contract value is NOK 700 million, plus options. 
Kontrakten har en samlet verdi på 700 millioner kroner pluss opsjoner.
Fabricated at ABB AB’s plant in Karlskrona, the high-voltage cables will be laid from Haugsneset in Tysvær municipality north of Stavanger to the Johan Sverdrup field centre on the Utsira High. 
Høyspentkablene legges fra Haugsneset i Tysvær kommune til Johan Sverdrup feltsenter på Utsirahøyden.
The power cables will be pulled up to the riser platform at the Johan Sverdrup field centre. 
Her trekkes kraftkablene opp til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup feltsenter.
The cables will be buried into the seabed or covered by rocks, as required. 
Kablene skal graves ned på havbunnen eller blir tildekket med stein etter behov.
This contract is one of the three major contracts covering the land-based power supply project. 
Denne kontrakten er en av de tre store kontraktene som utgjør strømforsyningsprosjektet fra land.