natgillin/translations-raw huggingface dataset:
With these additional profitable barrels, Algeria’s role in Statoil’s international portfolio remains significant”, continues Bacher. 
Når vi legger til disse lønnsomme fatene vil Algerie fortsatt spille en betydelig rolle i Statoils internasjonale portefølje, fortsetter Bacher.
Statoil farmed into the In Salah Gas joint venture with Sonatrach and BP in 2004 when the three Northern Fields Krechba, Teguentour and Reg commenced production. 
Statoil kjøpte seg inn i samarbeidsselskapet In Salah Gas, der Sonatrach og BP er partnere, i 2004, da de tre nordlige feltene Krechba, Teguentour og Reg kom i produksjon.
Phase two of the In Salah Gas Project involved development of the four gas fields in the south of the area - Gour Mahmoud, In Salah, Garet el Befinat and Hassi Moumene. 
Fase to i In Salah Gas-prosjektet omfattet utbygging av de fire gassfeltene i den sørlige delen av området: Gour Mahmoud, In Salah, Garet el Befinat og Hassi Moumene.
The Southern Fields project covers an area of 2,000km² and includes the construction of a new processing facility, more than 300 km of pipelines and the drilling and tie-in of 26 wells. 
Southern Fields-prosjektet dekker et område på 2.000 kvadratkilometer, og omfatter blant annet bygging av et nytt prosesseringsanlegg, over 300 kilometer med rørledninger og boring og oppkobling av 26 brønner.
“A safe project execution has been our highest priority and I am pleased with the joint venture cooperation between Sonatrach, BP and Statoil throughout the project”, says Bjørn Kåre Viken, country manager in Algeria. 
– Sikker prosjektgjennomføring har vært vår førsteprioritet, og jeg er fornøyd med samarbeidet mellom Sonatrach, BP og Statoil gjennom hele prosjektet, sier Bjørn Kåre Viken, landsjef i Algerie.
In Salah Gas have total estimated recoverable resources of 159 billion cubic metres (5.7 TCF). 
In Salah Gas har anslåtte utvinnbare ressurser på i alt 159 milliarder kubikkmeter (5,7 TCF).
The gas from southern fields is sold under the same contracts as gas from the northern In Salah fields. 
Gassen fra de sørlige feltene er solgt under de samme kontraktene som gassen fra de nordlige In Salah-feltene.
Partners in the In Salah Gas joint venture are Sonatrach (35%), BP (33.15%) and Statoil (31.85%). 
Partnerne i samarbeidsselskapet In Salah Gas er Sonatrach (35 prosent), BP (33,15) og Statoil (31,85).
Our operations in Algeria 
Våre aktiviteter i Algerie
The minister got the honour of filling the barrel, which was decorated in golden colour for the occasion. 
Ministeren fikk æren av å fylle fatet som for anledningen var kledelig dekorert i gullfarge.
“The spin-offs created by Statfjord can hardly be exaggerated. 
– Ringvirkningene som er skapt av Statfjord er vanskelig å overvurdere.
Generating more than NOK 1500 billion in revenues and 200 000 direct and indirect man-years since the 1970s the field has been of great importance to the Norwegian society,” says Arne Sigve Nylund, Statoil’s executive vice president for Development and Production Norway. 
Med mer enn ett tusen fem hundre milliarder kroner i inntekter og over to hundre tusen direkte og indirekte årsverk siden syttitallet har feltet hatt stor betydning for det norske samfunnet, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.
He took part in the celebration on Statfjord A. 
Han deltok i markeringen på Statfjord A.
After Statfjord has been on stream for more than a generation Statoil and its partners still have a horizon until 2025 for the field. 
Etter å ha vært i drift i mer enn en generasjon har Statoil og partnerne fortsatt en horisont til 2025 på feltet.
Originally the partnership hoped to recover 40 percent of the oil at Statfjord. 
Opprinnelig håpet partnerskapet å kunne utvinne 40 prosent av oljen på Statfjord.
The result so far is record-high 67 percent. 
Fasiten så langt er rekordhøye 67 prosent.
The additional resources recovered beyond what was initially believed to be possible equal the lower production estimate for Johan Sverdrup. 
Tilleggsressursene som er realisert underveis utover det man trodde var mulig ved oppstarten tilsvarer nedre anslag for Johan Sverdrup.
“On this is a historic day we take a retrospective view. 
– Dette er en historisk dag hvor vi ser oss bakover.
Statfjord was supposed to be shut down more than ten years ago. 
Statfjord skulle egentlig ha stengt ned for over ti år siden.
Instead technology development, smart solutions and clever decisions have extended the productive life and increased the level of activity. 
I stedet har teknologiutvikling, smarte løsninger og kloke beslutninger gitt forlenget levetid og et høyt aktivitetsnivå.
451 wells have been drilled on the field, and more than 40 years after the field was discovered new profitable wells are still being drilled. 
Det er boret 451 brønner på Statfjord-feltet, og over 40 år etter at feltet ble påvist bores det fortsatt nye lønnsomme brønner.
Increased production for the fourth consecutive year 
Øker produksjonen for fjerde år på rad
Thanks to active subsurface work, efficient drilling and well operations, and well operated installations Statfjord this year successfully increases production for the fourth consecutive year. 
Gjennom et aktivt undergrunnsarbeid, effektive bore- og brønnoperasjoner og veldrevne installasjoner klarer Statfjord i år å øke produksjonen for fjerde år på rad.
451 wells have been drilled on the field, and more than 40 years after the field was discovered new profitable wells are still being drilled. 
Det er boret 451 brønner på feltet og over 40 år etter at feltet ble påvist bores det fortsatt nye lønnsomme brønner.
Safe and efficient operations are essential to optimal resource recovery. 
Sikker og effektiv drift er viktig for å kunne realisere mest mulig av ressursene.
At Statfjord the drilling costs have been reduced by 50%. 
På Statfjord er borekostnadene redusert med 50%.
Overall more than one million metres have been drilled at Statfjord, roughly corresponding to a round trip from Oslo to Stavanger. 
Totalt er det boret mer enn en million meter på Statfjord, omtrent lengden tur-retur Oslo – Stavanger.
Both oil and gas 
Både olje og gass
Statfjord is still producing oil. 
Statfjord produserer fortsatt olje.
However, the most important decision after the turn of the millennium was made in 2005. 
Men den viktigste beslutningen etter årtusenskiftet ble tatt i 2005.
Through the Statfjord Late Life project the field was converted from an oil field to a gas field by reducing the reservoir pressure. 
Med “Stafjord senfase”-prosjektet ble det bygget om fra oljefelt til gassfelt ved å ta ned reservoartrykket.
A bold decision by the partnership, and a successful implementation with important contribution from the suppliers. 
En modig beslutning av partnerskapet og en vellykket gjennomføring med viktige bidrag fra leverandørene.
Minister of petroleum and energy Tord Lien celebrating with Statfjord employees. 
Olje- og energiminister Tord Lien feirer sammen med Statfjord-ansatte.
NOK 23 billion was invested, and production was maintained during the conversion process. 
23 milliarder kroner ble investert og ombyggingen gjort mens feltet var i full produksjon.
The work included the drilling of 70 new wells and extensive modifications to the platforms. 
Arbeidet omfattet blant annet boring av 70 nye brønner og omfattende modifikasjoner på plattformene.
The high recovery factor is largely thanks to the Statfjord Late Life project, lifting the horizon towards 2025. 
Det er i stor grad effekten av Statfjord Senfase som gjør at feltet produserer så mye som det gjør og løfter horisonten frem mot 2025.
This means that the old oil giant Statfjord will still be producing when a new giant by the name of Johan Sverdrup has started its 50-year production. 
Det betyr at den gamle oljegiganten Statfjord fortsatt produserer når en ny ved navn Johan Sverdrup er i full sving med sine femti års produksjon.
Statfjord field partners: Statoil Petroleum AS (44.34 % - operator), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (21.37 %), Centrica Resources (Norge) AS (19.76 %) and Centrica Resources Limited (14.53 %). 
Rettighetshavere Statfjord-feltet: Statoil Petroleum AS (44,34 prosent - operatør), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (21,37), Centrica Resources (Norge) AS (19,76) og Centrica Resources Limited (14,53).
Facts about Statfjord 
Fakta om Statfjord
The field development concept includes the Condeep production platforms Statfjord A, Statfjord B and Statfjord C, featuring concrete substructures and storage cells. 
Feltet er utbygd med produksjonsplattformene Statfjord A, Statfjord B og Statfjord C som har understell og lagerceller i betong.
Operator: Statoil 
Operatør: Statoil
Location: The Norwegian part of the field is located in blocks 33/9 and 33/12 in licence 037. 
Beliggenhet: Norsk del av feltet ligger i blokkene 33/9 og 33/12 i lisens 037.
The UK part of the field is located in the UK block 211/25 in licences 104 and 293. 
Britisk del av feltet ligger i UK-blokk 211/25 i lisensene 104 og 293.
Production: oil and gas 
Produksjon: Olje og gass
Facts about the A platform 
Fakta om A-plattformen
Topsides: 41,500 tonnes 
Toppdekk: 41.500 tonn
Concrete shafts: 200,100 tonnes 
Betongbein: 200.100 tonn
Storage capacity: 206,000 m3 
Lagringskapasitet: 206.000 m3
Total height: 270 metres 
Total høyde: 270 meter
The living quarters can accommodate 206 people. 
Boligkvarteret har plass til 206 personer.
Production start: 24 November 1979. 
Produksjonsstart: 24. november 1979.
Facts about the B platform 
Fakta om B-plattformen
Topsides: 42,500 tonnes 
Toppdekk: 42.500 tonn
Concrete shafts: 310,500 tonnes 
Betongbein: 310.500 tonn
Storage capacity: 302,000 m3 
Lagringskapasitet: 302.000 m3
Total height: 271 metres 
Total høyde: 271 meter
The living quarters can accommodate 228 people 
Boligkvarteret har plass til 228 personer
Production start: 5 November 1982 
Produksjonsstart: 5. november 1982
Facts about the C platform 
Fakta om C-plattformen
Topsides: 50 000 tonnes 
Toppdekk: 50.000 tonn
Concrete shafts: 290,000 tonnes 
Betongbein: 290.000 tonn
Total height: 290 metres 
Total høyde: 290 meter
The living quarters can accommodate 345 people 
Boligkvarteret har plass til 345 personer
Production start: 26 June 1985 
Produksjonsstart: 26. juni 1985
The Statfjord area 
Statfjord-området
Statoil has completed a transaction with ExxonMobil Exploration and Production South Africa Limited (ExxonMobil), acquiring a 35% interest in Exploration Right 12/3/252 Transkei-Algoa. 
Statoil har fullført en transaksjon med ExxonMobil Exploration and Production South Africa Limited (ExxonMobil) om kjøp av en andel på 35 % i leterettighet 12/3/252 Transkei-Algoa.
Nick Maden, senior vice president for exploration in the southern hemisphere. 
Nick Maden, Statoils direktør for leting på den sørlige halvkule..
Statoil has also completed a transactionwith OK Energy Ltd, acquiring 90% interest and operatorship in the Exploration Right 12/3/257 East Algoa. 
Statoil har også fullført en transaksjon med OK Energy Ltd om kjøp av en andel på 90 % og operatøransvaret i leterettighet 12/3/257 East Algoa.
The remaining 10% interest is held by OK Energy. 
Den gjenværende andelen på 10 % eies av OK Energy.
The licence covers approximately 9,300 square kilometres. 
Lisensen dekker et område på om lag 9.300 kvadratkilometer.
“These transactions strengthen Statoil’s position in South Africa and our long-term exploration portfolio. 
– Disse transaksjonene styrker Statoils posisjon i Sør-Afrika og vår langsiktige leteportefølje.
This is in line with our global exploration strategy of early access in basins with high potential,“ says Nick Maden, senior vice president for exploration in the southern hemisphere. 
Dette er i tråd med vår globale letestrategi om tidlig tilgang i bassenger med høyt potensial, sier Nick Maden, Statoils direktør for leting på den sørlige halvkule.
Statoil entered its first license in South Africa in 2015, acquiring a 35% interest in the ExxonMobil-operated Tugela South Exploration Right. 
Statoil gikk inn i sin første lisens i Sør-Afrika i 2015 ved å kjøpe en andel på 35 % i leterettigheten i Tugela South, der ExxonMobil er operatør.
Downloadable South Africa map JPG 951 KB 
Nedlastbart Sør-Afrika-kart JPG 951 KB
Our activities in South Africa 
Våre aktiviteter i Sør-Afrika
Statoil and license partners have decided to use the semisubmersible rig Transocean Spitsbergen on three exploration wells in the UK, and then on a six-well production drilling campaign on the Aasta Hansteen licence in Norway. 
Statoil og lisenspartnere har besluttet å bruke den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen til boring av tre letebrønner på britisk sokkel, og deretter i en borekampanje som omfatter seks produksjonsbrønner i Aasta Hansteen-lisensen i Norge.
The exploration drilling campaign in the UK will be conducted for the Mariner, Jock Scott and Verbier licenses, and is planned to start in the summer. 
Leteboringskampanjen i Storbritannia dekker lisensene Mariner, Jock Scott og Verbier, og skal etter planen starte til sommeren.
The contract value for the three fixed wells is estimated at around 18 million USD, which includes integrated drilling services such as fuel, casing running, ROV, slop treatment and cuttings handling. 
Kontraktsverdien for de tre faste brønnene er anslått til om lag 18 millioner USD, som omfatter integrerte boretjenester, som for eksempel drivstoff, kjøring av foringsrør, fjernstyrt undervannsfartøy, behandling av spillvann og håndtering av borekaks.
“We believe that the UK Continental Shelf (UKCS) still presents exciting opportunities. 
– Vi mener at britisk sokkel fortsatt inneholder spennende muligheter.
Securing this rig will enable us to fulfil our exploration ambitions of testing potential along the underexplored margins and more mature areas of the basin, in addition to near-field potential at Mariner. 
Ved å sikre oss denne riggen vil vi kunne møte våre leteambisjoner om testing av potensialet langs de under-utforskede marginene og de mer modne områdene av bassenget, i tillegg til nærfeltpotensialet på Mariner.
This year will see our most active exploration campaign for Statoil in the UK since repositioning in 2011 and we look forward to testing our three diverse prospects,” says Jenny Morris, vice president Exploration UK. 
I år skal Statoil gjennomføre sin mest aktive letekampanje i Storbritannia siden vi reposisjonerte oss der i 2011, og vi ser fram til å teste de tre ulike prospektene våre, sier Jenny Morris, direktør for Leting i Storbritannia.
Mariner is one of the largest projects currently under development in the UKCS. 
Mariner er et av de største prosjektene som er under utbygging på britisk sokkel.
Recoverable reserves from the initial development are estimated at 250 million barrels of oil excluding near field exploration potential. 
Utvinnbare reserver fra den første utbyggingen er anslått til 250 millioner fat olje, eksklusiv nærfeltpotensialet.
Jenny Morris, vice president Exploration UK. 
Jenny Morris, direktør for Leting i Storbritannia.
(Photo: Rebecca Fennell) 
(Foto: Rebecca Fennell)
Geir Tungesvik, senior vice president Drilling & Well. 
Geir Tungesvik, direktør for Boring & brønn.
From left: Ian Paterson (Transocean Drilling UK Ltd), Rannfrid Skjervold (Statoil ASA) and Karl-Erik Johannessen (Transocean Norway Operations AS). 
Fra venstre: Ian Paterson (Transocean Drilling UK Ltd), Rannfrid Skjervold (Statoil ASA) og Karl-Erik Johannessen (Transocean Norway Operations AS).
The drilling campaign on Aasta Hansteen is planned to start towards the end of 2017 or the beginning of 2018. 
Borekampanjen på Aasta Hansteen skal etter planen starte i slutten av 2017, eller i begynnelsen av 2018.
The contract value for six fixed wells is estimated at around 95 million USD, which includes integrated drilling services such as fuel, casing running, ROV, slop treatment and cuttings handling, plus mobilisation-, demobilisation and modification costs. 
Kontraktsverdien for seks faste brønner er anslått til om lag 95 millioner USD, som omfatter integrerte boretjenester, som for eksempel drivstoff, kjøring av foringsrør, fjernstyrt undervannsfartøy, behandling av spillvann og håndtering av borekaks, pluss mobiliserings-, demobiliserings- og modifikasjonskostnader.
“We have had good experiences with Transocean Spitsbergen, which has delivered safe and efficient operations for us on the Norwegian Continental Shelf earlier. 
– Vi har hatt gode erfaringer med Transocean Spitsbergen, som har levert sikre og effektive operasjoner for oss på norsk sokkel tidligere.
It is an all-round rig, which is winterized, can drill on deep water and can both be anchored or on dynamic positioning. 
Det er en allsidig rigg som er vinterisert, den kan bore på store havdyp, og kan både ankres eller være i en dynamisk posisjon.
It has a dual derrick, which is a positive contribution to efficient operations, says Geir Tungesvik, senior vice president Drilling & Well. 
Den har dobbelt boretårn, som er et positivt bidrag til effektive operasjoner, sier Geir Tungesvik, direktør for Boring & brønn.
The Aasta Hansteen discovery was made in 1997 and comprises 3 separate discoveries; Luva, Haklang and Snefrid South with recoverable reserves estimated at 47 billion standard cubic metres (Sm3) of gas. 
Aasta Hansteen-feltet ble funnet i 1997, og omfatter tre separate funn: Luva, Haklang og Snefrid Sør, med utvinnbare reserver som anslås til 47 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) gass.
The gas field will be developed with a Spar FPSO platform, as the first on the Norwegian Continental Shelf and the largest in the world. 
Gassfeltet skal bygges ut med en Spar FPSO-plattform, som blir den første av sitt slag på norsk sokkel og den største i verden.
Spar is a floating installation consisting of a vertical cylindrical hull moored to the seabed. 
Spar er en flytende installasjon som består av et vertikalt sylindrisk skrog som er forankret til havbunnen.
The hull and platform deck will be assembled in Stord this year, and the platform will be towed to the Norwegian Sea next year. 
Skroget og plattformdekket skal sammenstilles på Stord i år, og plattformen skal taues til Norskehavet neste år.
There are more than 200 offshore positions associated with the rig. 
Over 200 offshore-stillinger er knyttet til riggen.
There is additional staffing associated with service companies, various onshore positions, base services and more. 
I tillegg kommer personell hos serviceselskaper, forskjellige stillinger på land, basetjenester med mer.
License partners 
Lisenspartnere
Mariner: Statoil: (65.1%) JX Nippon (20%) Siccar Point Energy (8,9%) Dyas: (6%) 
Mariner: Statoil: (65,1 %) JX Nippon (20 %) Siccar Point Energy (8,9 %) Dyas: (6 %)
Jock Scott: Statoil (75%) BP (25%) 
Jock Scott: Statoil (75 %) BP (25 %)
Verbier: Statoil (70%) Jersey Oil and Gas PLC (18%) CIECO Exploration and Production (UK) Limited (12%) 
Verbier: Statoil (70 %) Jersey Oil and Gas PLC (18 %) CIECO Exploration and Production (UK) Limited (12 %)
Aasta Hansteen: Statoil (51%) Wintershall Norge AS (24%) OMV Norge AS (15%) ConocoPhillips Skandinavia AS (10%) 
Aasta Hansteen: Statoil (51 %) Wintershall Norge AS (24 %) OMV Norge AS (15 %) ConocoPhillips Skandinavia AS (10 %)
Photo from the signing of the contract. 
Foto fra signeringen av kontrakten.
(Photo: Kjetil Eide) JPG 7 MB 
(Foto: Kjetil Eide) JPG 7 MB
Statoil and Statkraft has completed their previously announced transaction, whereby Statoil increases its share in the Dogger Bank Offshore Wind development of an additional 12.5% stake, taking Statoil’s share to 37.5%. 
Statoil og Statkraft har fullført sin tidligere kunngjorde transaksjon, der Statoil øker sin andel i havvindutbyggingen på Doggerbank med ytterligere 12,5 %, til 37,5 %.
The Dogger Bank offshore wind development comprises four projects developed by the Forewind consortium which were granted planning permission during 2015. 
Havvindutbyggingen på Doggerbank omfatter fire prosjekter utviklet av Forewind-konsortiet, som fikk tildelt planleggingstillatelse i 2015.
The projects are located in the North Sea off the east coast of England and the wind farms have a potential generating capacity of up to 4,800MW. 
Prosjektene ligger i Nordsjøen utenfor øst-kysten av England, og vindparkene har en mulig produksjonskapasitet på opp mot 4.800 MW.
SSE have acquired the other 12.5% of Statkraft’s share meaning they now also have 37.5% ownership with Innogy continuing to own the other 25%. 
De har dermed også 37,5 % eierandel, mens Innogy fortsatt eier 25 %.
“Dogger Bank represents a unique opportunity for the UK to develop secure, sustainable and cost-competitive energy from its world-class wind resource. 
- Doggerbank er en unik mulighet for Storbritannia til å utvikle sikker, bærekraftig og kostnadseffektiv energi fra en vindressurs i verdensklasse.
By increasing our share, we strengthen Statoil’s long-term portfolio materiality and gain additional optionality. 
Ved å øke vår andel styrker vi Statoils langsiktige portefølje betydelig og får ytterligere opsjonalitet.
This is in line with our strategy to gradually complement Statoil’s oil and gas portfolio with profitable renewable energy and other low-carbon solutions,” says Stephen Bull, Statoil’s senior vice president for offshore wind. 
Dette er i tråd med strategien vår om å gradvis supplere Statoils olje- og gassportefølje med lønnsom fornybar energi og andre lavkarbon-løsninger, sier Stephen Bull, Statoils direktør for vindkraft.
Statoil increases in UK offshore wind 
Statoil øker andel i britisk havvind
New Energy Solutions 
Nye Energiløsninger
Øyvind Hagen / Statoil Sleipner field North Sea 
Øyvind Hagen / Statoil Sleipner-feltet i Nordsjøen
Through this transaction Statoil now has a 100% interest in UK Continental Shelf licence P312 which, with Norwegian Continental Shelf licence PL046, comprises the Utgard field. 
Gjennom denne transaksjonen har Statoil nå 100 % eierandel i lisens P312 på britisk sokkel, som sammen med lisens PL046 på norsk sokkel utgjør Utgard-feltet.
Statoil previously acquired stakes in P312 from First Oil in October 2015 and Talisman Sinopec in December 2015. 
Statoil har tidligere overtatt eierandeler i P312 fra First Oil i oktober 2015 og Talisman Sinopec i desember 2015.
Statoil is the operator in PL046 with a 62% holding. 
Statoil er operatør i PL046 med 62 prosent eierandel.
A final investment decision for Utgard is planned before end-2016 with production start-up in 2020. 
Endelig investeringsbeslutning for Utgard planlegges før utgangen av 2016, med produksjonsstart i 2020.
The Sleipner Area 
Sleipner-området
This divestment of non-core assets comprises approximately 62,500 net acres. 
Salget av eiendelene, som ligger utenfor selskapets kjerneområde i Marcellus, omfatter et område på om lag 250 kvadratkilometer.
Statoil retains its operated properties in the US state of Ohio and its non-operated Marcellus positions. 
Statoil beholder sine egenopererte eiendeler i delstaten Ohio, og sine partner-opererte posisjoner i Marcellus.
The transaction is expected to close in July 2016, subject to certain conditions being met. 
Transaksjonen forventes å bli sluttført i juli 2016, forutsatt at visse vilkår blir oppfylt.
"This means we've pulled out of Thailand completely," says Siv Berntsen, vice president for new ventures in International Exploration & Production. 
"Dette betyr at vi nå er helt ute av Thailand," sier Siv Berntsen, direktør for nye muligheter i Internasjonal undersøkelse og produksjon.
These transfers require formal approval by the Thai authorities. 
Overdragelsene skal formelt godkjennes av thailandske myndigheter.
Once that has been given, the Statoil Siam subsidiary will be wound up. 
Deretter blir selskapet Statoil Siam oppløst.
The first steps in the withdrawal process were taken last December when the group sold its holding in the Bongkot gas and condensate field in the Gulf of Thailand. 
De første stegene i avviklingsprosessen ble tatt i desember i fjor da Statoil solgte ut sine interesser i gass- og kondensatfeltet Bongkot.