natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The goal of the pilot is to reduce costs so that floating wind power can compete in the power market. 
Målet med piloten er å redusere kostnader slik at flytende vindkraft kan konkurrere i kraftmarkedet.
“Floating wind power is not mature technology yet, and the road to commercialization and large scale development is long. 
Fortsatt behov for utvikling – Flytende vindkraft er fremdeles umoden teknologi, og veien til kommersialisering og fullskala utbygging er lang.
An important aspect of the project is therefore research and development,” says Alexandra Bech Gjørv. 
En viktig del av prosjektet er derfor forskning og utvikling, sier Alexandra Bech Gjørv.
The company has entered into a technology development agreement with Siemens for the project. 
Selskapet har en teknologiutviklingsavtale med Siemens for prosjektet.
The wind turbines must function optimally even in large waves. 
Blant annet skal vindmøllen fungere optimalt selv ved høye bølger.
Need for further R&D “The wind turbines must work satisfactorily even when subjected to movements, and it must also be possible to carry out necessary maintenance to the highest of safety standards,” says Bech Gjørv. 
– Vindturbinene skal fungere i bevegelse, og det skal la seg gjøre å utføre nødvendig vedlikehold med de høyeste sikkerhetsstandarder, uttaler Bech Gjørv.
A three meter high model has been successfully tested at SINTEF's Marintek wave tank in Trondheim. 
En tre meter høy modell har tidligere blitt testet med suksess i SINTEF Marinteks havbasseng i Trondheim.
Tested in a wave tank A three metre high model has already been tested successfully in SINTEF Marintek’s wave simulator in Trondheim. 
Utprøvd i basseng En tre meter høy modell har tidligere blitt testet med suksess i SINTEF Marinteks havbasseng i Trondheim.
The goal of the pilot is to qualify the technology and reduce costs to a level that will mean that floating wind turbines can compete with other energy sources. 
Målsettingen med piloten som nå installeres er å kvalifisere teknologien, samt redusere kostnadene til et nivå som gjør at flytende vindmøller kan konkurrere med andre energikilder.
“If we succeed, then we will have taken a major step in moving the wind power industry offshore. 
– Hvis vi lykkes har vi for alvor bidratt til å ta vindkraftindustrien til havs.
Floating wind turbines can make a major contribution to providing the world with clean power, but there are major technical and commercial challenges that need to be resolved. 
Flytende vindturbiner kan på lang sikt kan bli et viktig bidrag for å sikre verden ren energi, men det er store tekniske og kommersielle utfordringer som må løses.
hywind_04 JPG 1 MB 
hywind_04 JPG 1 MB
hywind_05 JPG 4 MB 
hywind_05 JPG 4 MB
alexandra-bech-gjorv JPG 769 kB 
alexandra-bech-gjorv JPG 769 kB
StatoilHydro has developed HyWind based on floating concrete constructions familiar from North Sea oil installations. 
StatoilHydro har utviklet HyWind basert på flytende betongkonstruksjoner kjent fra Nordsjøen.
”Yttergryta is a good example of how to apply subsurface knowledge, known technology and existing infrastructure in order to maximise the potential on the Norwegian continental shelf,” says Ms Norheim. 
– Yttergryta er et godt eksempel på hvordan gjenbruk av undergrunnskunnskap, kjent teknologi og eksisterende infrastruktur skal brukes til å maksimere potensialet på norsk sokkel, sier Norheim.
The reason is the high discovery potential of the Yttergryta prospect and it was therefore important to start production as soon as possible. 
Årsaken er at Yttergryta-prospektet hadde høy funnsannsynlighet, og det var viktig å komme raskt i produksjon.
The gas from the field contains very little carbon dioxide and will help maintain the production flow to the Åsgard B platform. 
Gassen fra feltet inneholder svært lite CO2 og vil bidra til å opprettholde produksjonsstrøm til Åsgard B-plattformen.
Standard solution Both pressure and temperature are about the same throughout the whole area, and the technology used is a familiar standard solution. 
Standard løsning Både trykk og temperatur er omtrent likt i hele området, og teknologien som brukes er en velkjent standardløsning.
Development could therefore start before the discovery was confirmed. 
Derfor kunne utbyggingen starte før funnet var bekreftet.
”If no discovery had been made in Yttergryta, the equipment could have been used for a different project in the same area,” explains Mr Albertsen. 
– Dersom det ikke hadde blitt funn i Yttergryta ville utstyret kunne brukes i et annet prosjekt i samme området, forklarer Albertsen.
Used as mixing gas Yttergryta is being developed with a simple subsea production facility on the seabed and a pipeline tied back to the Åsgard B platform. 
Brukes som blandegass Yttergryta bygges ut med et enkelt undervannsanlegg på havbunnen og rørledning til Åsgard B-plattformen.
Start-up is scheduled for the second quarter of 2009, and the production period will be three to five years. 
Planlagt oppstart er andre kvartal 2009, og driftstiden vil være mellom tre og fem år.
Development costs will total around NOK 1.2 billion, including drilling expenses. 
Kostnadene for utbyggingen vil være om lag 1,2 milliarder kroner inklusive boreutgifter.
Yttergryta • Gas field located around 33 kilometres east of Åsgard B in the Norwegian Sea • Developed with a subsea template and one production well of about 2,400 metres • The exploration well on Yttergryta was drilled in June 2007. 
Yttergryta • Gassfelt om lag 33 kilometer øst for Åsgard B i Norskehavet • Bygges ut med et undervannsanlegg og én produksjonsbrønn på om lag 2.400 meter • Letebrønnen på Yttergryta ble boret i juni 2007.
”We are proud to have obtained approval of Yttergryta in such a short time,” says Hege Marie Norheim, head of reserve replacement and business development in the Exploration & Production Norway business area. 
– Vi er stolte av å ha kommet fram til en godkjenning av Yttergryta på så kort tid. sier Hege Marie Norheim, direktør for Reserve og forretningsutvikling i Undersøkelse og produksjon Norge.
Oil is leaking from one of the shafts of the Statfjord A platform in the North Sea. 
Statfjord A-plattformen i Nordsjøen.
StatoilHydro has mobilised its emergency response team and is working on ensuring safety for all personnel on board and on stopping the oil leak. 
StatoilHydro har mobilisert beredskapsorganisasjonen og jobber med å ivareta sikkerheten til alle om bord og med å stenge lekkasjen.
There were 217 people on board when the leak occurred. 
Det var 217 personer om bord da lekkasjen skjedde.
All personnel, apart from the emergency response team, have been evacuated. 
Alle personer som ikke har beredskapsoppgaver om bord blir evakuert.
No personnel are missing or have been seriously injured. 
Ingen personer er savnet eller alvorlig skadet.
Two people have been slightly exposed to gas, but they are both feeling fine and have been given medical attention. 
To personer har blitt lettere eksponert for gass, men begge er i god form og har fått tilsyn av sykepleier.
They have been evacuated to the Statfjord B platform. 
Disse er evakuert til Statfjord B-plattformen.
During work on a pipe on the platform an oil leak occurred in one of the three shafts. 
Under arbeid med et rør på plattformen oppsto en lekkasje av olje i ett av de tre skaftene.
Oil is leaking from one or several storage cells. 
Det lekker olje fra en eller flere lagerceller.
For safety reasons the oil is now being discharged to sea. 
Av sikkerhetsmessige årsaker slippes nå olje ut i sjøen.
An oil spill preparedness team from the Norwegian Clean Seas Association for Operating Companies has been mobilised to handle the oil spill. 
Det er mobilisert oljevernberedskap fra Norsk Oljevernforening For Operatørselskap for å håndtere oljeutslippet.
StatoilHydro will give further information during the day. 
StatoilHydro vil komme tilbake med mer informasjon utover dagen.
All press inquiries: 
Alle pressehenvendelser: Tlf.
Tel: +47 51 99 19 83 
51 99 19 83
The project has been struggling during the winter with reduced laying capacity, primarily because the weather has been worse than expected and because of two accidents with the Solitaire laybarge. 
Europipe II-prosjektet har i vinter slitt med redusert kapasitet på rørleggingen, hovedsakelig på grunn av dårligere vær enn forventet og to uhell med leggefartøyet Solitaire.
After a review of progress, the Europipe II partners have resolved to extend the laying period until 26 May. 
Etter en gjennomgang av prosjektet har eierne av Europipe II bestemt seg for å utvide leggetiden til 26. mai.
Plans for final tie-ins and for testing the pipeline have been optimised, reports project director Roar Jensen. 
Prosjektdirektør Roar Jensen opplyser at planene for den avsluttende skjøtingen og for uttestingen av rørsystemet er optimalisert.
This permits a longer pipelaying period. 
Dette gir mulighet for en lengre rørleggingsperiode.
Work with Europipe II on land at Bokn north of Stavanger, and with the land line and terminal in Germany, are approaching completion on schedule. 
Arbeidene med Europipe II på land i Bokn i Rogaland nærmer seg avslutning som planlagt.
Necessary modifications on the two Draupner platforms in the Norwegian North Sea have been completed. 
De nødvendige modifiseringene på Draupner-plattformene er ferdig.
Pipelaying for Europipe II has been extended by two months to ensure that this gas trunkline begins operating on 1 October as planned. 
Leggetiden for rørledningen Europipe II utvides med to måneder, noe som sikrer at leveransene starter som planlagt 1. oktober.
The machines are coming! 
Maskinene kommer:
The future is autonomous, but robotisation in the oil industry is nothing new. 
Framtiden er selvstyrt, men robotisering er ikke nytt.
Although the first automation appeared in the 80s and 90s, today we’re at the dawn of a new age of digitalisation. 
I dag befinner vi oss på terskelen til en ny digital tidsalder.
Here, we take a look at six of the coolest offshore robots working for Statoil. 
Her tar vi en titt på seks av de kuleste offshorerobotene som arbeider for Statoil.
See how robots have played an important role in the oil industry for 20 years—and how the newest robots are leveraging the latest in digitalisation to contribute to safer, more efficient operations. 
Se hvordan roboter har spilt en viktig rolle i oljebransjen de siste 20 årene—og hvordan de nyeste robotene drar nytte av digitaliseringen for å bidrar til effektive, sikre operasjoner.
Eelume—the snake robot that’s a caretaker on the seabed 
Eelume—slangeroboten som er vaktmester på havbunnen
Eelume changes everything. 
Eelume forandrer alt.
It’s a new type of underwater intervention vehicle with a snake-like body and underwater thrusters that can swim around subsea installations and perform small tasks such as turning on or off valves and filming pipelines to check for faults. 
Den er en ny type undervannsfarkost med slangeaktig kropp og vannjet som kan svømme rundt subseainstallasjoner og utføre ulike oppgaver, som for eksempel å skru av og på ventiler, eller filme rørledninger for å finne feil.
In its prototype form, this snake robot developed by Eelume, in cooperation with Statoil and Kongsberg Maritime, had a long slender body and red, shining eyes. 
Slangeroboten er utviklet av Eelume i samarbeid med Statoil og Kongsberg Maritim.
The vehicle is able to access places previous machines could not reach and is a cost-effective way to conduct maintenance and inspection. 
Slangen får tilgang steder som andre maskiner ikke har kommet til tidligere, og er en kostnadseffektiv måte å drive vedlikehold og inspeksjon på.
With the snake robots lying ready on the seabed it is easier to send them to a pipeline than to send a remote-controlled robot down from the surface. 
Når slangerobotene allerede ligger klare på havbunnen er det raskere å sende dem til en ledning enn å sende en fjernstyrt robot ned fra overflaten.
Find out more at Eelume Subsea Intervention 
les mer: Eelume Subsea Intervention
Hugin—a small, autonomous underwater vehicle 
Hugin—en liten, smart farkost under vann
Hugin excels with its ability to map everything from water quality to conducting surveys of the seabed. 
Hugin har muligheten til kartlegge alt fra vannkvalitet til å gjennomføre undersøkelser under havbunnen.
Image: Kongsberg Maritime 
Foto: Kongsberg Maritime
Hugin is a free-swimming autonomous underwater vehicle characterised by great manoeuvrability and a high accuracy of stabilisation. 
Hugin er et frittsvømmende autonom undervannsfartøy som kjennetegnes av god manøvrerbarhet og høy stabilitet.
Its hydrodynamic shape, accurate instruments and excellent battery capacity makes it an ideal autonomous underwater vehicle (AUV). 
Dens hydrodynamiske form, nøyaktig instrumentering og utmerket batterikapasitet gjør det til et ideelt autonomt undervannsfartøy (AUV).
Kongsberg Maritime began developing Hugin in the 1980s. 
Utviklingen av Hugin ble startet av Kongsberg Maritime allerede på 80-tallet.
Ten years later, the robot was commercialised for the oil and aquaculture industry in a joint venture between Statoil, Norwegian Defence Research Establishment (FFI), Norsk Undervannsintervensjon (NUI) and the Kongsberg Group. 
Ti år senere ble roboten kommersialisert for olje- og havbruksindustrien i et samarbeid mellom Statoil, Forsvarets forskningsinstitutt, Norsk Undervannsintervensjon (NUI) og Kongsberg Gruppen.
Today, Hugin is a world leader – it is the fastest and most accurate at mapping the seabed and is used prior to development of major oil fields on the Norwegian continental shelf. 
I dag er Hugin ledende i verden – den er raskest og mest nøyaktig på kartlegging av havbunnen og er brukt før utbyggingen av store oljefelt på norsk sokkel..
The robot is completely autonomous without the need for cables or remote control. 
Roboten er helt selvgående uten behov for kabel eller fjernstyring.
So far, the robot has mapped more than 120,000 km of seabed, which is the equivalent of sailing round the world at the equator, down to a depth of 4,500 m. 
Til nå har den kartlagt mer enn 120 000 kilometer havbunn eller tre sirkler rundt ekvator på ned til 4500 meters dyp.
Its on-board technology includes a gyroscope, axelrometer, Doppler logs, echo sounder and sonar systems. 
Teknologien inkluderer gyroskop, akselrometer, dopplerlogg, ekkolodd- og sonarsystemer.
It is effective at locating small objects underwater, and has also been used for mine hunting. 
Den er effektiv på å lete opp små objekter under vann, har også blitt brukt til minejakt — og til og med til søk etter monsteret i Loch Ness!
A true underwater drone, 20 years before flying drones became commonplace. 
En ekte undervannsdrone, 20 år før flyvende droner ble allemannseie.
Find out more Hugin 
Les mer: Hugin
The E-ROV drone – our battery-powered “Tesla-submarine” 
E-ROV dronen – batteridrevet “Tesla-ubåt”
Developed in-house, Our E-ROV (Empowered Remotely Operated Vehicle) operates remotely via a fast Ethernet connection, making it possible to operate the E-ROV from a control room anywhere in the world, not just from a ship offshore. 
Utviklet internt i Statoil, E-ROV (Empowered Remotely Operated Vehicle) fjernstyres via en rask Ethernet-tilkobling, noe som gjør at fartøyet kan betjenes fra et kontrollrom hvor som helst i verden, ikke bare fra et skip offshore.
How is that possible? 
Hvordan er det mulig?
Well, Statoil has also been installing a fast 4G network on the Norwegian Continental Shelf—and the control signals and video are transmitted via a buoy on the surface that is equipped with a 4G transmitter and receiver. 
Jo, det er fordi Statoil er også i ferd med å bygge ut raskt 4G-nettverk på norsk sokkel—og styresignalene og videoen fra ROVen overføres via en bøye på overflaten som er utstyrt med en 4G sender og mottaker.
With its on-board battery and subsea charging station, the E-ROV will be self-sufficient with energy and therefore independent of a mother ship—much like a robot lawn-mower. 
E-ROV vil være selvforsynt med energi med sitt innebygde batteri og undervanns-ladestasjon, og er derfor uavhengig av et moderskip—akkurat som en robot-gressklipper.
This gives considerable cost savings, environmental advantages, and the ability to respond in time-critical operations such as valve operations, startup activities, and monitoring. 
Dette gir betydelige kostnadsbesparelser, miljøfordeler og evne til å reagere raskt når tidskritiske operasjoner som ventiloperasjoner, oppstart og overvåking skal utføres.
Oceaneering has been awarded the contract to build E-ROV in accordance with Statoil’s specifications, and the pilot has been qualified carrying out valve operations on the Troll field. 
Oceaneering har blitt tildelt kontrakten for å bygge E-ROV i samsvar med Statoils spesifikasjoner, og piloten har blitt kvalifisert gjennom å utføre ventiloperasjoner på Troll-feltet.
E-ROV. 
E-ROV.
Photo: Statoil 
Foto: Statoil
Iron roughnecks do the dirty work 
Iron roughnecks tar de skitne jobbene: HydraTong ARN-270 fra NOV
Handling the many heavy pipes on the drill floor used to be a hazardous job. 
Det kunne være en livsfarlig jobb å håndtere de mange tunge rørene på boredekket tidligere.
But the introduction of the robot roughnecks in the 1990s made the working day a whole lot safer for the drill floor crew. 
Men da robot-roughneckene kom på 90-tallet ble jobbhverdagen betraktelig mye tryggere for mange boredekksrabeidere.
Pictured: the HydraTong™ ARN-270 Automated Iron Roughneck. 
Avbildet: HydraTong™ ARN-270 Automated Iron Roughneck.
Photo: National Oilwell Varco 
Foto: National Oilwell Varco
In the 1990s, some of the human roughnecks were replaced by robots called iron roughnecks. 
På 90-tallet ble noen av boredekksarbeiderne, på engelsk kalt roughnecks, erstattet av selvgående roboter, iron roughnecks.
Initially, the main task of these hydraulic machines was to screw drill pipes together, with two parts that screwed and fastened the pipes. 
I starten var hovedoppgaven til disse hydrauliske maskinene å skru sammen borerør, med to deler som skrudde og fastnet rørene.
Today, this technology has evolved into an electric robot, giving greater efficiency. 
I dag har denne teknologien utviklet seg enda mer og finnes i dag som elektrisk robot med enda større effektivitet.
This has altered the need for expertise on the platform, and today, a human roughneck controls the iron roughnecks from a control room rather than working on the drill floor, manually assembling the pipes. 
Dette har endret behovet for kompetanse på plattformen, og i dag styrer boredekksarbeideren iron roughnecks fra et kontrollrom heller enn å arbeide på boregulvet med å sette rørene sammen manuelt.
This has resulted in much lower risk to the workers and has reduced the number of accidents offshore. 
Det har ført til mye mindre risiko for mennesker og redusert antallet ulykker offshore.
The HydraTong ARN models from National Oilwell Varco are among the most advanced iron roughnecks on the market today, with the possibility of full drilling process automation. 
HydraTong ARN-modellene fra National Oilwell Varco er blant de mest avanserte iron roughnecks på markedet i dag, med mulighet for helautomatisering av boreprosessen.
This is possible thanks to high resolution cameras with fast image processing that monitor the operation and streamline the drilling process. 
Dette er mulig takket være høyoppløste kameraer med rask bildeprosessering som monitorerer operasjonene og effektiviserer boreprosessen.
The robot has integrated tools such as automatic bouncers and mud buckets, and tackles complete drilling tasks that would otherwise have required a manual operator. 
Roboten har integrerte verktøy som automatisk doper og mud-bucket og overtar helt boreoppgaver som ellers ville ha krevd en manuell operatør.
HydraTong™ ARN-270 in action 
HydraTong™ ARN-270 in action
More on HydraTong™ ARN-270 
Mer om HydraTong™ ARN-270
Versatile helpers on the drill deck: RDS robots 
De allsidige hjelperne på boredekket: RDS-roboter
The drill floor robots from Robotic Drilling Systems can do almost everything that needs to be done on the drill floor. 
Boredekksrobotene fra Robotic Drilling Systems kan gjøre det meste som skal gjøres på et boredekk.
This reduces the risk of accidents significantly and means that work can be carried out more efficiently. 
Det betyr at muligheten for ulykker kan reduseres kraftig, samtidig som arbeidet gjøre svært effektivt.
Image: RDS 
Foto: RDS
Four robots developed by Robotic Drilling Systems (with financing from Statoil and Odfjell Drilling and others) will replace all manual and remotely controlled operations that are currently performed on the drill floor. 
Fire roboter utviklet av Robotic Drilling Systems (med finansiering fra blant andre Statoil og Odfjell Drilling), skal erstatte alle manuelle og fjernstyrte operasjoner som i dag utføres på boredekket.
They are dynamic in their task execution, which essentially means that they know what to do and do not do without needing to be micromanaged. 
De er dynamiske i sin oppgaveutførelse, noe som betyr at de i hovedsak vet hva de skal gjøre, og de trenger ikke detaljstyring på boredekket.
This reduces the need for crew and the risk of accidents in the red zone on the oil platforms 
Dette reduserer behovet for mannskap og risikoen for ulykker innenfor rød sone på oljeplattformene.
The four robots carry out the jobs at about the same speed as a crew under perfect conditions. 
De fire robotene utfører jobbene omtrent like raskt som mannskap ved perfekte forhold.
The difference is that the robots work equally efficiently under less than optimum conditions. 
Forskjellen er at robotene jobber like effektivt også under mindre optimale forhold.
Find out more from Robotic Drilling Systems 
Les mer om Robotic Drilling Systems
The HX Cleaning robot 
HX-vaskeroboten
The HX clean & inspect robot was developed by Erling Lunde and Anders Røyrøy, who are both cybernetic graduates from the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) and now work at Statoil. 
Roboten HX clean & inspect ble utviklet av Erling Lunde og Anders Røyrøy, som begge er kybernetikere utdannet fra NTNU og som nå jobber i Statoil.
The new robot will clean and inspect tube heat exchangers on platforms or onshore installations without having to stop production. 
Nå skal den nye roboten vaske og inspisere rørvarmevekslere på plattformer eller landanlegg uten at produksjonen må stoppes.
This robot can clean tube heat exchangers without having to stop production. 
Denne roboten kan vaske rørvarmevekslere uten at produksjonen må stoppes.
This is not only safer and cheaper, but also more environmentally-friendly. 
Ikke bare sikrere og billigere, men også mer miljøvennlig.
Illustration: Statoil/Anders Røyrøy 
Illustrasjon: Statoil/Anders Røyrøy
Today, such operations are done manually. 
I dag gjøres slike operasjoner manuelt.
Cleaning sometimes involves using chemicals, and in both cases, the heat exchangers are taken out of production. 
Vasking må noen ganger foretas med kjemikalier, og i begge tilfeller må varmevekslerne tas ut av produksjon.
Now this job can be done without having to stop production, and with a significantly reduced risk of accidents while cleaning. 
Nå er jobben mulig uten produksjonstap, og med sterkt redusert risiko for ulykker ved vasking.
The robot is a good example of how small helpers can do jobs more cheaply and with lower HSE risk than people. 
Roboten er et godt eksempel på hvordan små hjelpere kan gjøre jobben billigere og med lavere HMS-risiko enn mennesker.
The robot also makes the job more environmentally friendly as it only uses water to flush the system at high pressure, which would otherwise have required chlorine. 
Roboten gjør også jobben mer miljøvennlig fordi den kun bruker vann ved høytrykkspyling, mens den alternative metoden er å bruke klor.
StatoilHydro's vessels controlling the oil spill can be vaguely seen. in the background . 
StatoilHydros fartøyer som kontrollerer utslippet kan så vidt skimtes.
No more pumping of oil-containing water to sea will be required. 
Det vil ikke være behov for å pumpe mer oljeholdig vann ut i sjøen.