natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This part of the Norwegian Sea has no infrastructure for gas, and efforts have been made over several years to develop various alternative gas transport solutions. 
I denne delen av Norskehavet er det ingen infrastruktur for gass, og det har i flere år blitt jobbet med ulike alternative løsninger for gasstransport.
The Polarled pipeline is the first pipeline to take the Norwegian gas infrastructure across the Arctic Circle. 
Med Polarled-rørledningen krysses for første gang polarsirkelen med norsk gassinfrastruktur.
The Polarled pipe-laying operation is scheduled to be completed by the end of August. 
Etter planen skal leggingen av Polarled være fullført innen utgangen av august.
(Photo: Lillian Aasheim/Shell) 
(Foto: Lillian Aasheim/Shell)
“Polarled will have great and strategic impact on the future development of the region. 
– Polarled vil få stor, strategisk betydning for framtidig utvikling i regionen.
The new pipeline will open a new gas province and stimulate exploration and resource development, which will fortify Statoil’s position as an exporter of gas to Europe,” says Jan Heiberg, acting head of the pipelines and processing unit of MPR asset management. 
Det nye røret åpner en ny gassprovins, og vil stimulere til leting og ressursutvikling og dermed styrke Statoils posisjon som eksportør av gass til Europa, sier Jan Heiberg, fungerende direktør for rørledninger og prosessering i MPR Asset Management.
A pioneer 
En pioner
Aasta Hansteen is one of the largest and most complex industrial projects in Europe, and the first deepwater project in the Norwegian Sea. 
Aasta Hansteen er et av de største og mest komplekse industriprosjektene i Europa og det første dypvannsprosjektet i Norskehavet.
The field development will include a so-called Spar platform. 
Feltet bygges ut med en såkalt Spar-plattform.
It will be the world’s biggest of its kind and also the first platform of this type on the Norwegian continental shelf. 
Den blir verdens største i sitt slag og også den første av denne typen plattform på norsk sokkel.
Nyhamna will be ready to receive Aasta Hansteen gas in 2017. 
Nyhamna skal være klart til å ta imot gass fra Aasta Hansteen i 2017.
When the pipeline comes on stream, Gassco will be operator for the pipeline and for the Nyhamna gas processing plant. 
Når røret settes i drift og produksjonen starter, vil Gassco være operatør for røret og for Nyhamna gassanlegg.
One of the world’s largest pipe-laying vessels, Solitaire, has started laying the Polarled gas pipeline. 
Et av verdens største leggefartøy, Solitaire, er i gang med leggingen av gassrøret Polarled.
The Mdalasini-1 discovery is located at a 2,296-metre water depth at the southernmost edge of the block. 
Mdalasini-1-funnet ligger i den sørligste delen av blokken på 2296 meters havdyp.
The new gas discovery has been made in Tertiary and Cretaceous sandstones. 
Det nye gassfunnet ble gjort i sandsteinslag av tertiær og kritt alder.
“The Mdalasini-1 discovery marks the completion of the first phase of an efficient and successful multi-well exploration programme offshore Tanzania,” says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
– Mdalasini-1-funnet markerer slutten av første fase av et effektivt og vellykket leteprogram med flere brønner utenfor kysten av Tanzania, sier Nick Maden, Statoils letedirektør for den vestlige halvkule.
“Since the start of the programme in February 2012, we have drilled 13 wells and made eight discoveries, including Mdalasini-1. 
– Siden oppstart av programmet i februar 2012 har vi boret 13 brønner, og gjort åtte funn, blant annet Mdalasini-1.
We still see prospectivity in the area, but after appraising the Tangawizi-1 high-impact discovery, which was made in March 2013, there will be a pause in the drilling to evaluate the next steps and to mature new prospects,” adds Maden. 
Vi ser fremdeles prospektivitet i området, men etter avgrensning av Tangawizi-1, et funn med høyt potensial gjort i mars 2013, blir det en pause i boringen for å vurdere neste steg og modne frem nye prospekter, tilføyer Maden.
Statoil has drilled the Mdalasini-1 well with a 100% working interest. 
Statoil har boret Mdalasini-1-brønnen med 100 % eierandel.
Previously Statoil and co-venturer ExxonMobil have made seven discoveries in Block 2, including the five high-impact gas discoveries Zafarani-1, Lavani-1, Tangawizi-1, Mronge-1 and Piri-1, as well as the discoveries in Lavani-2 and Gilligiliani-1. 
Tidligere har Statoil og partner ExxonMobil gjort syv funn i blokk 2, blant annet Zafarani-1, Lavani-1, Tangawizi-1, Mronge-1 og Piri-1, fem gassfunn med høyt potensial, samt funnene i Lavani-2 og Gilligiliani-1.
Statoil operates the licence on Block 2 on behalf of Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) and has a 65% working interest. 
Statoil er operatør for lisensen i blokk 2 på vegne av Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) med en eierandel på 65 prosent.
Statoil has been in Tanzania since 2007, when it was awarded the operatorship for Block 2. 
Statoil har vært i Tanzania siden 2007, da selskapet ble operatør for blokk 2.
Map of Block 2 in Tanzania GIF 958 kB 
Kart over blokk 2 i Tanzania GIF 958 kB
The discovery of an additional 1.0-1.8 trillion cubic feet (tcf*) of natural gas in place in the Mdalasini-1 well, brings the total of in-place volumes up to approximately 22 tcf in Block 2. 
Funnet av ytterligere 1.0-1.8 billioner kubikkfot (tcf*) tilstedeværende gass i Mdalasini-1-brønnen øker de samlede tilstedeværende volumene i blokk 2 til om lag 22 billioner kubikkfot.
(Photo: Jonathan Bachman - AP - Statoil) 
(Foto: Jonathan Bachman - AP - Statoil)
Statoil announced today that it has made an oil discovery in its Miocene Yeti prospect located in the Gulf of Mexico (GoM). 
Statoil kunngjorde i dag at selskapet har gjort et oljefunn i Yeti-prospektet i lag av miocen alder i Mexicogolfen.
“The Yeti discovery expands the proven sub-salt Miocene play further south and west of the Big Foot field,” says Jez Averty, Statoil’s senior vice president, exploration for North America. 
– Yeti-funnet utvider den påviste letemodellen i lag av miocen alder under saltlag sør og vest for Big Foot-feltet, sier Jez Averty, Statoils direktør for leting i Nord-Amerika.
“We are analysing data to determine the size of the discovery in order to consider future appraisal options.” 
– Vi analyserer nå informasjonen for å fastslå størrelsen på funnet og vurdere framtidige avgrensningsmuligheter.
Jez Averty, Statoil’s senior vice president exploration for North America. 
Jez Averty, Statoils letedirektør for Nord-Amerika.
The Yeti discovery was made in Walker Ridge (WR) block 160, which is located approximately 15 kilometres (9 miles) south of the Big Foot field, and 11 kilometres (7 miles) from the Cascade field. 
Yeti-funnet ble gjort i blokk 160 i lisensområdet Walker Ridge, og ligger om lag 15 kilometer sør for Big Foot-feltet og 11 kilometer fra Cascade-feltet.
All of the blocks making up Yeti were accessed by the current owners in recent years. 
Dagens lisenseiere har fått tilgang til alle blokkene som utgjør Yeti-prospektet i løpet av de siste årene.
Yeti was drilled with the Maersk Developer drilling rig, a sixth generation semi-submersible. 
Yeti ble boret av Maersk Developer, som er en halvt nedsenkbar borerigg av sjette generasjon.
Statoil reports that its drilling efficiency with Yeti was among the best of any well drilled in Walker Ridge, achieving a rate of approximately 123 metres (400 feet) per day. 
Statoil melder at boringen av Yeti var blant de mest effektive brønnboringene som noen gang er gjennomført i Walker Ridge, med en progresjon på om lag 120 meter per dag.
The rig has moved on and is currently drilling Statoil’s Thorvald prospect in the Mississippi Canyon block 814. 
Riggen borer nå Statoils Thorvald-prospekt i blokk 814 i Mississippi Canyon.
Statoil is the operator (50%) of Yeti, and its partners are Anadarko (37.5%) and Samson (12.5%). 
Statoil er operatør på Yeti (50 prosent), og de andre rettighetshaverne er Anadarko (37,5 prosent) og Samson (12,5 prosent).
Investor relations Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America Tlf: 1 (203) 570-2524 
Investor relations Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America Tlf: 1 (203) 570-2524
Media relations - Norway Knut Rostad, media relations Tlf.: +47 905 48 990 
Media relations - Norway Knut Rostad, media relations Tlf.: +47 905 48 990
Media relations – United States Jim Schwartz, communication, Development and Production North America & Exploration North America Tlf.: +1(713) 485 2589 or mobile (713) 269-2433 
Media relations – United States Jim Schwartz, communication, Development and Production North America & Exploration North America Tlf.: +1(713) 485 2589 or mobile (713) 269-2433
Click here for a larger version of the map >> 
Klikk her for å se kartet i større utgave >>
Both wells, Snefrid Nord and Roald Rygg, have resulted in interesting discoveries, which will now be further evaluated for future tie-in to the Aasta Hansteen infrastructure,” says Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil. 
Begge brønnene, Snefrid Nord og Roald Rygg, har resultert i interessante funn, som nå vil bli nærmere vurdert med tanke på en framtidig oppkopling til infrastrukturen på Aasta Hansteen-feltet, sier Irene Rummelhoff, direktør for Statoils letevirksomhet på norsk sokkel.
Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil. 
Irene Rummelhoff, direktør for Statoils letevirksomhet på norsk sokkel.
The well 6706/12-3, drilled by the Transocean Spitsbergen rig in the Roald Rygg prospect, proved a 38-metre gas column in the Nise Formation with very good reservoir quality. 
Brønn 6706/12-3, som ble boret av boreriggen Transocean Spitsbergen i Roald Rygg-prospektet, påviste en gasskolonne på 38 meter i Niseformasjonen med svært god reservoarkvalitet.
Statoil estimates the volumes in Roald Rygg to be in the range of 12-44 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.). 
Statoil anslår volumene i Roald Rygg til å være i størrelsesorden 12-44 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (oe).
Roald Rygg is located less than 7 kilometres west of the Snefrid Nord discovery. 
Roald Rygg ligger mindre enn 7 kilometer vest for Snefrid Nord-funnet.
The estimated total volumes in the two discoveries correspond to about 25% of the Aasta Hansteen recoverable volumes. 
De anslåtte volumene i de to funnene til sammen tilsvarer om lag 25 prosent av de utvinnbare volumene i Aasta Hansteen.
Production start-up is expected in 2017. 
Planlagt oppstart av produksjonen er i 2017.
Exploration well 6706/12-3 is situated in PL602 in the Norwegian Sea. 
Letebrønn 6706/12-3 ligger i PL602 i Norskehavet.
Earlier this year, Statoil increased its equity share in PL602 through transactions with Rocksource ASA and Atlantic Petroleum Norge AS. 
Tidligere i år økte Statoil sin andel i PL602 gjennom transaksjoner med Rocksource ASA og Atlantic Petroleum Norge AS.
Subject to government approval, the PL602 partnership will consist of Statoil Petroleum AS (operator, 42.5%), Petoro AS (20%), Centrica Resources (Norge) AS (20%), Wintershall Norge AS (10%) and Atlantic Petroleum Norge AS (7.5%). 
Under forutsetning av godkjenning fra myndighetene vil rettighetshaverne i PL602 være Statoil Petroleum AS (operatør, 42,5 prosent), Petoro AS (20 prosent), Centrica Resources (Norge) AS (20 prosent), Wintershall Norge AS (10 prosent) og Atlantic Petroleum Norge AS (7,5 prosent).
For further details on the results of exploration well 6706/12-3, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate >> 
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 6706/12-3, henviser vi til pressemelding fra Oljedirektoratet >>
Map of the Roald Rygg prospect GIF 384 kB 
Kart over Roald Rygg-prospektet GIF 382 kB
“Statoil has completed a targeted two-well exploration programme around Aasta Hansteen which aimed to test additional potential in the area and make the Aasta Hansteen project more robust. 
– Statoil har fullført sitt planlagte tobrønns leteprogram rundt Aasta Hansteen, for å undersøke ytterligere potensial i området og gjøre Aasta Hansteen-prosjektet mer robust.
Investor relations Peter Hutton, senior vice president, investor relations Tel: +44 7881 918 792 
Investor relations Peter Hutton, senior vice president, investor relations Tel: +44 7881 918 792
Catherine Hughes 
Catherine Hughes
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 8,741,585 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 8.741.585 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 157.09 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 157,09 kroner.
Bringing all clean-up equipment under one roof, this building ensures that the port is better placed to prevent and deal with oil spills. 
Nå er alt utstyr samlet på ett sted og havnen er bedre rustet til å forebygge og håndtere ulykker.
A demonstration of the equipment – including a newly-developed skimmer – was staged after the opening ceremony for Mr Steensnæs, local politicians and other guests. 
Etter avdukingen fikk statsråden, lokale politikere og andre gjester en demonstrasjon av hvordan utstyret fungerer.
The Slurpen skimmer collects oil and other pollutants from the sea and shore zone. 
Blant annet fikk de se en nyutviklet skimmer i aksjon.
Statoil has been actively involved in developing this vessel, which is the first unit of its kind to come into commercial operation. 
Statoil har aktivt medvirket under utviklingen av skimmeren som er det første fartøyet i sitt slag som er kommet i kommersiell bruk.
The new response centre occupies a strategic position alongside the outermost of the two tug jetties at the Port of Mongstad. 
Den nye oljevernhallen er strategisk plassert ved den ytterste av de to taubåtkaiene i havnen.
A large mobile clean-up barge able to hold up to 2,500 cubic metres of collected oil is also stationed there. 
Her ligger også en større, mobil oljevernlekter som har en oppsamlingskapasitet på 2500 kubikkmeter.
The high-speed command vessel Raffen impressed the audience with its two powerful engines and crane. 
Det hurtiggående kommandofartøyet Raffen imponerte gjestene med sine to kraftige motorer og kran.
“This is one of Europe’s busiest oil ports,” comments Nils-Bjørn Jordal, vice president for refining in Statoil. 
"Mongstad er en av de travleste oljehavnene i Europa.
“It’s also going to be the safest, which is why we’ve built up an extensive oil-spill response with ultra-modern equipment and trained personnel. 
Den skal også være den sikreste, derfor har vi bygd opp et omfattende oljevern med topp moderne utstyr og et trent mannskap.
“However, the most important job is to implement preventive measures which can ensure that accidents don’t happen.” 
Den viktigste jobben vår er imidlertid å drive forebyggende arbeid for sikre at ulykker ikke oppstår," sier raffineridirektør Nils-Bjørn Jordal.
Equipment for cleaning up oil spills was previously spread around various parts of the facility. 
Tidligere var oljevernutstyret spredt i ulike deler av anlegget.
In addition to becoming more easily available, it has been upgraded and supplemented. 
Foruten at utstyret nå er blitt lettere tilgjengelig, er det også blitt oppgradert og komplettert.
Part of the hardware is installed in containers which can be transported by helicopter to the site of a spill. 
En del av utstyret er plassert i konteinere som kan flyttes til et skadested ved hjelp av helikopter.
A new oil-spill response centre was opened at Statoil’s Mongstad facility north of Bergen today, 5 June, by Norwegian petroleum and energy minister Einar Steensnæs. 
Det nye oljevernsenteret på Statoil Mongstad nord for Bergen ble i dag, 5. juni, innviet av olje- og energiminister Einar Steensnæs.
This partnership will also embrace distribution and supply in these five countries. 
Samarbeidet skal også omfatte distribusjon og forsyning i disse landene.
Statoil and Fortum plan to conclude a deal in the late summer or autumn on joint ownership and development of the new company. 
Statoil og Fortum vil i løpet av sensommeren eller høsten inngå en avtale om felles eierskap og forretningsutvikling i det nye selskapet.
Between them, they will have the expertise and financial strength to implement a long-term and aggressive commitment to retailing and supply in eastern Europe. 
De to selskapene vil sammen ha kunnskap og finansiell styrke til å gjennomføre en langsiktig og offensiv satsing på detaljmarkedsføring og forsyning i Øst-Europa.
Both companies are currently represented in all the countries covered by the planned collaboration. 
I dag er begge selskaper representert i de aktuelle land i øst.
Statoil has 90 forecourts in Poland, 33 in Estonia, 31 in Latvia, 28 in Lithuania and two in the Russian city of Murmansk. 
Statoil har 90 servicestasjoner i Polen, 33 i Estland, 31 i Latvia, 28 i Litauen og to stasjoner i den russiske byen Murmansk.
Fortum, which embraces power utility Imatran Voima and the Neste oil/energy group, owns 17 stations under the Neste banner in Poland, 25 in Estonia, 24 in Latvia, 10 in Lithuania and 22 in Russia. 
Fortum, som består av kraftselskapet Imatran Voima Oy og olje- og energiselskapet Neste, har gjennom Neste 17 stasjoner i Polen, 25 i Estland, 24 i Latvia, 10 i Litauen og 22 i Russland.
While Statoil operates roughly 2,000 service stations in nine countries, the Finnish company has roughly 1,100 in eight nations. 
Samlet har Statoil rundt 2000 servicestasjoner i ni land, mens Fortum/Neste har cirka 1100 stasjoner i åtte land.
"A condition for joining forces with one of our competitors in these markets is that this provides a sound basis for continued development of our operations in a better way than we could achieve alone," says Poul Luxhøj, vice president for Statoil marketing international. 
"En forutsetning for å inngå et partnerskap med en konkurrent på disse markedene er at dette gir et solid grunnlag for å videreutvikle vår virksomhet bedre enn vi kunne gjøre alene.
"Through a joint company of this nature, we can strengthen our position as an attractive employer and solid supplier of products and services to our markets." 
Gjennom et slikt felles selskap kan vi styrke vår posisjon som en attraktiv arbeidsgiver og solid leverandør av produkter og tjenester i våre markeder," sier Poul Luxhøj, direktør for Statoil Marketing International.
Development and operation of Statoil's service stations in Scandinavia will not be affected by a possible collaboration with Fortum in eastern Europe. 
Utvikling og drift av Statoils bensinstasjoner i Skandinavia berøres ikke av et eventuelt samarbeid mellom Statoil og Fortum i Øst-Europa.
The Scandinavian forecourts are now being operated through a company owned 50-50 with ICA. 
Statoils skandinaviske servicestasjoner drives nå av et selskap som er eiet 50/50 av Statoil og ICA.
Plans to collaborate over service stations in eastern Europe are being pursued by Statoil and Finnish energy company Fortum. 
Statoil og og det finske energiselskapet Fortum ønsker å samarbeide om å drive servicestasjoner i øst.
Pictured from left to right: Margareth Øvrum, Statoil, Tom-Christer Nilsen, Hordaland county mayor, Petroleum and energy minister Tord Lien and Arne Sigve Nylund, Statoil. 
Fra venstre: Margareth Øvrum, Statoil, Tom-Christer Nilsen, fylkesordfører i Hordaland, olje- og energiminister Tord Lien og Arne Sigve Nylund, Statoil.
“Valemon is one of several new projects on the Norwegian continental shelf that contribute to value creation, activity and innovation,” says Arne Sigve Nylund, executive vice president for Development & Production Norway. 
– Valemon er ett av flere nye prosjekter på norsk sokkel som bidrar til verdiskaping, aktivitet og innovasjon.
Arne Sigve Nylund, executive vice president for Development & Production Norway. 
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
This is the first new Bergen-operated platform since Kvitebjørn was put on stream 10 years ago. 
Dette er den første nye plattformen som driftes fra Bergen siden Kvitebjørn ble satt i produksjon for 10 år siden.
Condensate from Valemon will be piped to Kvitebjørn for processing and then forwarded to Mongstad, while the gas will be transported to Heimdal for processing and then sent to the market. 
Kondensatet fra Valemon blir sendt til Kvitebjørn for prosessering og videre transport til Mongstad, mens gassen går til Heimdal for prosessering og videre transport til markedet.
“Valemon is thereby extending the life of Heimdal, which was scheduled to be shut down in 2014, as a gas hub in this part of the North Sea,” says Nylund. 
– Valemon har på denne måten gitt Heimdal, som etter planen skulle stenges ned i 2014, forlenget levetid som gassknutepunkt i denne delen av Nordsjøen, sier Nylund.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
By using existing facilities on Kvitebjørn and Heimdal, as well as existing pipelines, the Valemon field development costs have furthermore been reduced. 
Bruken av eksisterende anlegg på Kvitebjørn og Heimdal, samt eksisterende rørledninger, reduserer også kostnadene ved å bygge ut Valemon-feltet
The Valemon topside was constructed in South Korea. 
Plattformdekket til Valemon er bygget i Sør-Korea.
This is the first time Statoil has awarded an engineering, procurement and construction (EPC) contract for a topside to an Asian shipyard. 
Det er første gang Statoil har tildelt en EPC-kontrakt (prosjektering, innkjøp og bygging) for et plattformdekk til et asiatisk verft.
The platform has a high percentage of Norwegian suppliers, as 80 of 120 mechanical equipment packages have been delivered by Norwegian suppliers. 
Plattformen har samtidig en høy andel norske leveranser, med 80 av 120 mekaniske utstyrspakker levert av norske leverandører.
The South Korean shipyard and a competitive Norwegian supplier industry have, in cooperation with a competent project organization, ensured that production starts on time and with excellent HSE results,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling. 
– Det Sør-Koreanske verftet og en konkurransedyktig norsk leverandørindustri har sammen med en dyktig prosjektorganisasjon sikret at produksjonen starter i henhold til plan, med svært gode HMS-resultater, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Licence owners: Statoil Petroleum A/S (operator) (53.77%), Petoro AS (30%), Centrica Resources (13%), A/S Norske Shell (3.23%). 
Partnere: Statoil Petroleum A/S (operatør) 53,77 prosent, Petoro AS 30 prosent, Centrica Resources 13 prosent, A/S Norske Shell 3,23 prosent
Investments in the Valemon field development will total around NOK 22.6 billion when all wells have been drilled. 
Investeringene i Valemon feltutbyggingsprosjekt vil være på om lag 22,6 milliarder kroner når alle brønnene er ferdigboret.
The Valemon field has a high-pressure/high-temperature reservoir. 
Reservoaret i Valemon-feltet har svært høyt trykk og høy temperatur.
The jacket and the living quarter have been constructed at two shipyards in the Netherlands, the topside in South Korea and most of the mechanical equipment packages on board have been provided in Norway. 
Stålunderstell og boligkvarter er bygget ved to verft i Nederland, plattformdekket i Sør-Korea og mesteparten av de mekaniske utstyrspakkene om bord kommer fra Norge.
Click on the photo above to see more photos and videos from the official opening, on our Flickr account. 
Klikk på bildet over for å se flere bilder og filmer fra åpningen på Flickr.
CEO Eldar Sætre 
Konsernsjef Eldar Sætre
“In our operations in Norway we do not carry out any routine flaring. 
– På våre plattformer i Norge forekommer det ikke fakling fra produksjonen.
In 1971 Norway banned routine flaring. 
I 1971 ble fakling fra produksjon av olje forbudt i Norge.