natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In the initial stage, only the gas from Aasta Hansteen will be transported through Polarled, however the 36-inch diameter pipe has space for more: 
Ved oppstart er det bare gassen fra Aasta Hansteen som blir transportert gjennom Polarled, men røret med diameter på 36 tommer har plass til mer:
"With this pipeline, we open up for the export of gas to Europe from a completely new area, and with the infrastructure in place it will also be more attractive to explore the area," he concludes. 
Med denne rørledningen åpner vi for eksport av gass til Europa fra et helt nytt område på norsk sokkel, og med infrastrukturen på plass vil det også bli mer attraktivt å lete i området, sier han.
“Energy supply security is essential to the EU and the individual European countries. 
– Sikkerhet i energiforsyningen er viktig for EU og de europeiske landene individuelt.
Tying in a new Norwegian Sea area to the gas transportation network Polarled will be an important link for further gas export, thus strengthening Norway’s position as a reliable supplier to the European gas market,” says Grete B Haaland, head of asset management in Statoil’s Marketing, Midstream and Processing business area. 
Med tilknytningen av et nytt område i Norskehavet til transportnettverket for gass, vil Polarled være et viktig ledd for videre gass eksport og på den måten styrke Norges posisjon som en pålitelig leverandør til det europeiske gassmarkedet, sier Grete B Haaland, direktør for Asset Management i enhet for Marketing, midstream and processing i Statoil.
The pipeline was laid by the world's largest pipelaying vessel: “Solitaire” from Allseas. 
Rørledningen er lagt av verdens største rørleggingsfartøy: «Solitaire» fra Allseas.
Polarled is the first pipeline on the Norwegian continental shelf that crosses the Arctic Circle and opens up a brand new highway for gas from the Norwegian Sea to Europe. 
Polarled er den første rørledningen som krysser Polarsirkelen på norsk sokkel og åpner opp en helt ny motorvei for gass fra Norskehavet til Europa.
(Photo: NTNU/ Thor Nielsen) 
(Foto: NTNU/ Thor Nielsen)
With a total budget of NOK 50 million over four years, Statoil and NTNU wish to build up a world-leading research group to develop sustainable energy solutions. 
Med en samlet økonomisk ramme på 50 millioner kroner over fire år, ønsker Statoil og NTNU å bygge opp en verdensledende forskergruppe som skal utvikle ny teknologi for bærekraftige energiløsninger.
The group will also assess the market prospects and effects of various kinds of climate policy. 
Gruppen skal også vurdere markedsutsikter og effekter av ulike typer klimapolitikk.
The first step is to recruit an internationally renowned researcher with relevant expertise to guide our work and build up the research group, which will be based at NTNU in Trondheim. 
Første steg er å rekruttere en internasjonalt anerkjent forsker med relevant kompetanse til å lede arbeidet og bygge opp forskergruppen, med base på NTNU i Trondheim.
“Statoil’s ambition is to be a leader in shaping the future energy society. 
– Statoils ambisjon er å være ledende i å forme framtidens energisamfunn.
Development of new technologies and solutions through industrial cooperation and collaboration with the best research and development institutes in the world are a key factor in this,” says Statoil CEO Eldar Sætre. 
Utvikling av ny teknologi og nye løsninger gjennom industrielt samarbeid og samarbeid med de beste forskning- og utviklingsmiljøene i verden er sentralt i dette, sier Statoils konsernsjef Eldar Sætre.
Earlier this year, Statoil and GE launched the technology-based Powering Collaboration programme to find industrial solutions to reduce the environmental impact of oil and gas production. 
Tidligere i år lanserte Statoil sammen med GE et teknologibasert samarbeidsprogram (powering collaboration) for å finne industrielle løsninger som skal redusere miljøpåvirkningen av olje- og gassproduksjon.
Statoil also has partnerships with leading international academic institutions such as the Massachusetts Institute of Technology (MIT), where we and other industrial companies develop knowledge about new energy solutions through the MIT Energy Initiative. 
Statoil har også samarbeid med ledende internasjonale akademiske institusjoner som Massachusetts Insititute of Technology (MIT), hvor vi i gjennom MIT Energy Initiative utvikler kunnskap om nye energiløsninger, sammen med en rekke andre industriselskaper.
Lars Høier, forskningsdirektør i Statoil. 
Lars Høier, forskningsdirektør i Statoil.
(Foto: Asle Haukland - AP - Statoil) 
(Foto: Asle Haukland - AP - Statoil)
“In Norway, NTNU represents top-class knowledge and research in key strategic areas for Statoil and we look forward to solving new demanding challenges together,” says Lars Høier, Statoil’s head of research. 
– I Norge representerer NTNU kunnskap og forskning i toppklassen innenfor viktige strategiske områder for Statoil og vi ser fram til å løse nye krevende utfordringer sammen, sier forskningsdirektør i Statoil, Lars Høier.
Increased, safe and sustainable access to energy is a key challenge for the world community. 
Økt, sikker og bærekraftig tilgang på energi er en sentral utfordring for verdenssamfunnet.
“Norway has both opportunities and responsibility to help deal with this challenge through the production of more environmentally friendly energy. 
– Norge har både muligheter til og ansvar for å bidra til å håndtere denne utfordringen gjennom produksjon av mer miljøvennlig energi.
Collaboration with Statoil will help to strengthen the knowledge base for this production,” says NTNU Rector Gunnar Bovim. 
Samarbeidet med Statoil vil bidra til å styrke kunnskapsgrunnlaget for slik produksjon, sier rektor Gunnar Bovim på NTNU.
Oil and gas will still account for a large share of the future energy mix, but growth in energy supply will mainly come from new energy solutions. 
Olje og gass vil fortsatt utgjøre en store del av den framtidige energimiksen, men veksten i energitilførsel vil hovedsakelig komme fra nye energiløsninger.
Renewable energy, energy efficiency and carbon capture and storage will all play a major part in the coming decades. 
Både fornybar energi, energieffektivisering og karbonfangst og lagring vil spille en stor rolle i de kommende tiårene.
Statoil’s financial contribution will be NOK 5 million annually for four years. 
Statoil bidrar økonomisk med fem millioner kroner i året over fire år.
Statoil also wishes to provide project funding linked to the initiative. 
I tillegg ønsker Statoil å bidra med prosjektmidler knyttet opp mot satsingen.
The agreement is part of the Akademia cooperative programme with NTNU, and Statoil has an option to provide funding for an additional four years. 
Avtalen er en del av akademiasamarbeidet med NTNU og Statoil har en opsjon på å bidra med ytterligere fire års finansiering.
NTNU has a similar budget to Statoil for the agreement, which means that NOK 50 million will initially be invested in future energy solutions. 
NTNU går inn med tilsvarende økonomiske rammer som Statoil slik at det i første omgang satses 50 millioner kroner på framtidens energiløsninger.
Statoil CEO Eldar Sætre (left) and NTNU Rector Gunnar Bovim. 
Statoils konsernsjef Eldar Sætre (t.v.) og NTNU-rektor Gunnar Bovim.
Alfa Sentral will therefore increase the utilisation of the Sleipner facilities. 
Alfa Sentral vil derfor øke utnyttelsen av Sleipner-anleggene.
“Statoil has set ambitious goals for future activity, production and value creation. 
– Vi har i Statoil satt oss ambisiøse mål for fremtidig aktivitet, produksjon og verdiskaping.
This transaction demonstrates the potential on both the UK and Norwegian side of the Continental Shelf. 
Denne handelen viser potensialet som ligger både på britisk og norsk side av kontinentalsokkelen.
The acquisition of this Alfa Sentral licence increases the resource base and strengthens our efforts to further develop the Sleipner area towards 2030", says Mette Halvorsen Ottøy, senior vice president for the operations south cluster in Development & Production Norway (DPN). 
Med oppkjøpet i Alfa Sentral øker vi ressursgrunnlaget og styrker arbeidet med å videreutvikle Sleipner-området fram mot 2030, sier Mette Halvorsen Ottøy, områdedirektør for Drift Sør i UPN.
Through this transaction Statoil has taken a 24% interest in UK Continental Shelf (UKCS) licence P312 which, with licence PL046 on the NCS, comprises the Alfa Sentral field. 
Gjennom denne transaksjonen får Statoil en eierandel på 24 prosent i utvinningstillatelse P312 på britisk sokkel.
Statoil is the operator in PL046 with a 62% holding. 
Statoil er operatør for PL046 med en eierandel på 62 prosent.
As a result, Statoil has increased its equity holding in a high priority project in a core area, deepening its presence on both the NCS and UKCS. 
Statoil har dermed økt sin eierandel i et høyt prioritert prosjekt i et av selskapets kjerneområder, og styrket sin tilstedeværelse på både norsk og britisk sokkel.
The transaction is expected to close by the end of 2015. 
Det ventes at transaksjonen avsluttes ved utgangen av 2015.
Concept selection for the Alfa Sentral project was passed in September 2015. 
Konseptvalg for Alfa Sentral-prosjektet ble godkjent i september 2015.
Negotiations to unitise the field will commence shortly. 
Forhandlinger om en samordning av feltet begynner om kort tid.
A final investment decision is planned for late 2016 with production start-up in 2020. 
En endelig investeringsbeslutning skal etter planen tas sent i 2016, med produksjonsoppstart i 2020.
Alfa Sentral is a c.60 mmboe gas and condensate field planned to be developed as a tie-back to the existing infrastructure for Sleipner on the Norwegian Continental Shelf (NCS), which Statoil operates. 
Alfa Sentral er et gass- og kondensatfelt som inneholder 60 millioner fat oljeekvivalenter, og skal etter planen kobles opp til eksisterende infrastruktur for Sleipner-feltet på norsk sokkel, som Statoil er operatør for.
Weighing 17,700 tonnes, the jacket will be constructed at the yard in Verdal and installed on the Johan Sverdrup field in the summer of 2018. 
Stålunderstellet til prosessplattformen veier 17.700 tonn og skal bygges ved verftet i Verdal og installeres på Johan Sverdrup-feltet sommeren 2018.
“This is the third delivery based on the letter of intent signed by Statoil and Kvaerner for delivery of jackets. 
– Dette er den tredje leveransen som kommer ut av rammeavtalen mellom Statoil og Kværner på stålunderstell.
This means that Kvaerner will deliver 3 of 4 jackets for the first phase of the Johan Sverdrup development,” says Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project. 
Dette betyr at Kværner skal levere 3 av 4 stålunderstell til første utbyggingstrinn av Johan Sverdrup, sier prosjektdirektør Kjetel Digre.
“Having documented learning and synergies in connection with existing contracts, Kvaerner has become the supplier of these three jackets and will contribute to improved competitiveness and maximised value creation from Johan Sverdrup,” says Digre. 
– Kværner har dokumentert læring og synergier i forbindelse med eksisterende kontrakter, hvilket medfører at de er blitt valgt som leverandør for disse tre stålunderstellene.
The contract awarded to Dragados Offshore S.A. covers engineering, fabrication and construction of the steel jacket for the Johan Sverdrup utility and accommodation platform. 
Kontrakten til Dragados Offshore S.A. omfatter engineering, fabrikasjon og bygging av stålunderstellet til utstyrs- og boligplattformen på Johan Sverdrup.
Weighing 7,600 tonnes, the jacket will be constructed at the yard in Cadiz. 
Stålunderstellet til utstyrs- og boligplattformen veier 7.600 tonn og skal bygges ved verftet i Cadiz.
Field installation is scheduled for the summer of 2018. 
Installasjon på feltet er planlagt sommeren 2018.
“We are pleased to include Dragados Offshore in the Johan Sverdrup project, which is a complex puzzle requiring precision and quality in all deliveries. 
– Det er gledelig å få Dragados Offshore inn i Johan Sverdrup-prosjektet, som er et komplekst puslespill, hvor vi er avhengig av presisjon og kvalitet i alle leveranser.
We have good experience with Dragados Offshore from construction of the jacket for the Statoil-operated Mariner project. 
Her har vi gode erfaringer med Dragados Offshore på byggingen av stålunderstellet til det Statoil-opererte Mariner-prosjektet.
We are looking forward to resuming our good cooperation, and from day one we will focus on utilizing our experience and ensuring the same quality in this Johan Sverdrup assignment,” says Digre. 
Vi ser fram til et nytt og godt samarbeid, og vil fra dag én være fokusert på å dra nytte av læringen og sammen gjenskape kvaliteten i dette arbeidet til Johan Sverdrup, sier Digre.
The investment costs in the first phase of the Johan Sverdrup development are estimated to be in the order of NOK 117 billion (2015 value) with expected recoverable resources in the range of 1.4 – 2.4 billion barrels of oil equivalent. 
Investeringskostnadene for første fase i utbyggingen av Johan Sverdrup er beregnet til i størrelsesorden 117 milliarder kroner (2015 kroner) med forventede utvinnbare ressurser på mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter.
The first phase of the Johan Sverdrup field development will consist of four installations, including a utility and accommodation platform, a processing platform, a drilling platform and a riser platform, as well as three subsea water injection templates. 
Johan Sverdrups første fase skal bygges ut med fire installasjoner som inkluderer en utstyr- og boligplattform, en prosessplattform, en boreplattform og en stigerørplattform, samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The Johan Sverdrup field partners: Statoil 40.0267% (operator), Lundin Norway 22.6%, Petoro 17.36%, Det norske oljeselskap 11.5733% and Maersk Oil 8.44%.​​​ 
Partnerne i Johan Sverdrup: Statoil 40,0267 prosent (operatør), Lundin Norway (22,6), Petoro (17,36), Det norske oljeselskap (11,5733) og Maersk Oil (8,44).​
The contract awarded to Kvaerner Verdal has a value of approximately NOK 1 billion and covers engineering, fabrication and construction of the steel jacket for the Johan Sverdrup processing platform. 
Kontrakten til Kværner Verdal har en verdi på omlag 1 milliard kroner og omfatter engineering, fabrikasjon og bygging av stålunderstellet til prosessplattformen på Johan Sverdrup.
Loading to the tanker has stopped and supply to the pipe and loading system from Statfjord A has been closed. 
Lasting til tankskipet er stoppet, og tilførselen til rørledningen og lastesystemet fra Statfjord A er stengt.
Production at Statfjord A is operating normally. 
Produksjonen på Statfjord A går som normalt.
The leak is located in a flange in the loading hose. 
Lekkasjen har oppstått i en flens i lasteslangen.
It is also too early to say how much oil has leaked. 
Det er for tidlig å si hvor mye olje som har lekket ut.
The stand-by vessel with oil spill response equipment and the anchor handling vessel, equipped with a ROV, are at the location. 
Beredskapsfartøyet utstyrt med oljevernutstyr og ankerhåndteringsfartøy utstyrt med ROV er på stedet.
A SAR helicopter is also assisting with monitoring the spill. 
Et SAR-helikopter bistår dessuten med overvåking.
The relevant authorities have been notified. 
Relevante myndigheter er varslet.
Further assessment and investigations will uncover the scope and causes in more detail. 
Videre undersøkelser og granskning vil avdekke omfang og årsaksforhold nærmere.
The oil spill was discovered during the loading of oil from the Statfjord A platform to the tanker "Hilda Knutsen" via the OLS B loading buoy, which is located between Statfjord A and Statfjord B. 
Oljeutslippet ble oppdaget under lasting av olje fra Statfjord A-plattformen til tankskipet Hilda Knutsen via lastebøyen OLS B, som ligger mellom Statfjord A og Statfjord B.
“We are very proud that we have been able to complete such a demanding pioneering project with start-up ahead of the original plan,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling (TPD). 
– Vi er veldig stolte over å ha gjennomført et så krevende nybrottsprosjekt med oppstart før opprinnelig plan, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring.
Statoil is the first company to apply subsea gas compression. 
Statoil er første selskap som tar i bruk gasskompresjon på havbunnen.
In mid-September Statoil also started Åsgard subsea gas compression. 
I midten av september startet Statoil også Åsgard havbunnsgasskompresjon.
The two projects are the first of their kind worldwide, and represent two different technologies for maintaining production when the reservoir pressure drops after a certain time. 
De to prosjektene er verdens første av sine slag, og representerer to ulike teknologier for å opprettholde produksjonen når trykket i reservoaret synker etter en viss tid.
Subsea compression has stronger impact than conventional platform-based compression. 
Kompresjon på havbunnen gir større effekt enn en konvensjonell kompressor på plattformdekket.
It is furthermore an advantage that the platform avoids increased weight and the extra space needed on the platform for a compression module. 
I tillegg er det en fordel at plattformen unngår økt vekt og den ekstra plassen en kompressormodul krever på dekket.
Subsea compression is an important technological leap to further develop the concept of a subsea factory. 
Havbunns kompresjon er viktige teknologisk kvantesprang for å videreutvikle konseptet med en havbunnsfabrikk.
Looking for more candidates 
Leter etter flere kandidater
“This is one of several important projects on Gullfaks for improved recovery and field life extension. 
– Dette er ett av flere viktige prosjekter for å øke utvinningen og levetiden på Gullfaks.
The recovery rate from the Gullfaks South Brent reservoir may be increased from 62% to 74% by applying this solution in combination with other measures,” says Kjetil Hove, senior vice president for the operations west cluster. 
Utvinningsgraden fra Gullfaks Sør Brent-reservoaret kan økes fra 62% til 74% med denne løsningen i kombinasjon med andre tiltak, sier Kjetil Hove, områdedirektør for Drift Vest.
It is also possible to tie in other subsea wells to the wet gas compressor via existing pipelines. 
Det er også mulig å knytte andre havbunnsbrønner opp mot våtgasskompressoren via eksisterende rørledninger.
The station has already been prepared for new tie-ins. 
Stasjonen er allerede klargjort for nye tilkoblinger.
“We see great opportunities for wet gas compression on the Norwegian continental shelf. 
– Vi ser store muligheter for våtgasskompresjon på norsk sokkel.
It is an efficient system and a concept that can be used for improved recovery on small and medium-sized fields. 
Det er et effektivt system og et konsept som kan brukes for økt utvinning på små og mellomstore felt.
We are searching for more candidates that are suitable,” says Hove. 
Vi jobber for å identifisere flere kandidater som kan egne seg, sier Hove.
Kjetil Hove 
Kjetil Hove
Standardisation and simplification 
Standardisering og forenkling
“The Gullfaks wet gas compressor is a unique, compact and cost-effective solution. 
– Gullfaks våtgasskompressor er en unik kompakt løsning som er kostnadseffektiv.
The concept may be standardised by applying well-known technology components,” says Øvrum. 
Konseptet kan standardiseres ved å ta i bruk velkjente teknologikomponenter, sier Øvrum.
Successful installation campaign 
Vellykket installasjonskampanje
The system consists of a 420-tonne protective structure, a compressor station with two five-megawatt compressors totalling 650 tonnes, and all equipment needed for power supply and system control on the platform. 
Systemet består av en beskyttelsesstruktur som veier 420 tonn, en kompressorstasjon med to kompressorer på fem megawatt hver som samlet veier 650 tonn, og alt nødvendig utstyr for strømforsyning og styring av anlegget på plattformdekket.
Gullfaks licensees: Statoil (operator) (51%), Petoro (30%), OMV (19%)​​​​​​ 
Eiere Gullfaks: Statoil (operatør) (51 prosent), Petoro (30), OMV (19)​​​
The unique technology will increase recovery by 22 million barrels of oil equivalent (oe) and extend plateau production by around two years from the Gullfaks South Brent reservoir. 
Den unike teknologien øker utvinningen med 22 millioner fat oljeekvivalenter (oe) og forlenger platåproduksjonen med om lag to år fra Gullfaks Sør Brent-reservoaret.
The contract also includes trenching and laying of two sets of 300kV alternating-current cables from Kårstø to Haugsneset for both phases of the field development. 
I kontrakten inngår det grøft og legging av to sett med 300kV vekselstrømskabler fra Kårstø til Haugsneset, til begge faser av feltutbyggingen.
The converter equipment to be delivered by ABB Norge will be installed by Aibel. 
Omformerutstyret som leveres av ABB Norge skal installeres av Aibel.
The total contract value is about NOK 600 million. 
Kontrakten har en samlet verdi på ca 600 millioner kroner.
The engineering will be carried out at the Oslo office, while the construction site and building work will be managed by the construction site office at Haugsneset by Kårstø. 
Forprosjektering skal gjøres ved kontoret i Oslo, mens anleggs-og byggearbeidene skal ledes fra byggeplass på Haugsneset ved Kårstø.
The construction site work will be performed by Veidekke, as a sub-supplier to Aibel. 
Anleggsarbeidet skal utføres av Veidekke, som underentreprenør av Aibel.
Aibel has already been awarded the contract for construction of the deck for the drilling platform on Johan Sverdrup. 
Aibel har allerede blitt tildelt kontrakten for bygging av dekket til boreplattformen på Johan Sverdrup.
This contract is the last of the three major contracts covering the land-based power supply project. 
Denne kontrakten er den siste av de tre store kontraktene som utgjør strømforsyningsprosjektet fra land.
The first contract has already been awarded to ABB in Norway for delivery of high-voltage direct current converter equipment for the riser platform at the field centre and for Haugsneset. 
Første kontrakt er allerede tildelt ABB i Norge for levering av HVDC omformerutstyr, til stigerørsplattformen på feltsenteret og til Haugsneset.
Contract number two was awarded to ABB AB in Sweden for fabrication and installation of two 200-kilometre-long high-voltage cables from Haugsneset to the Johan Sverdrup field. 
Kontrakt nummer to ble tildelt ABB AB i Sverige, for fabrikasjon og installajon av to 200 kilometer lange høyspentkabler fra Haugsneset til Johan Sverdrup-feltet.
The Johan Sverdrup oil field will be operated by land-based power from production start late in 2019. 
Oljefeltet Johan Sverdrup skal drives med kraft fra land fra produksjonsstart sent i 2019.
The first phase of the Johan Sverdrup field development will also prepare for a land-based power solution for a full development of the Johan Sverdrup field and other fields on the Utsira High by 2022. 
Den første fasen i utbyggingen av Johan Sverdrup vil også legge til rette for en kraft fra land løsning for en full utbygging av Johan Sverdrup samt øvrige felt på Utsirahøyden innen 2022.
The Johan Sverdrup partnership: Statoil (40.0267%) (operator), Lundin Norway (22.6), Petoro (17.36), Det norske oljeselskap (11.5733) and Maersk Oil (8.44).​ 
Partnerne i Johan Sverdrup: Statoil (40,0267 prosent) (operatør), Lundin Norway (22,6), Petoro (17,36), Det norske oljeselskap (11,5733) og Maersk Oil (8,44).​
This is an engineering, procurement and construction (EPC) contract covering engineering, procurement, construction site work, building of a converter station and installation of converter equipment. 
Kontrakten er en EPC-kontrakt som omfatter forprosjektering, anskaffelser, anleggsarbeid, bygging av omformerbygg og installasjon av omformerutstyr.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,686,080 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 10.686.080 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 140.46 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 140,46 kroner.
"Further evaluation will clarify that. 
Det vil videre evaluering avklare.