natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Investor relations Morten Sven Johannessen, investor relations Tel: +1 203 570 2524 
Investorrelasjoner Morten Sven Johannessen, Tlf.: +1 203 570 2524
Peter Hutton 
Peter Hutton
Hutton is currently director of oil and gas research in RBC Capital Markets London, and has broad international experience from the oil and gas industry. 
Hutton er nå direktør for olje- og gassanalyse i RBC Capital Markets London, og har bred internasjonal erfaring fra olje- og gassbransjen.
By adding 22 million extra barrels of oil equivalent from the Gullfaks South Brent reservoir the compressor will help extend the field’s productive life. 
Kompressoren skal gi 22 millioner ekstra fat oljeekvivalenter fra Gullfaks Sør Brent-reservoaret og bidrar til å forlenge feltets levetid.
Local technology cooperation Starting back in 2008 the efforts to develop and qualify the compressor in line with Statoil’s requirements represent a good example of Statoil’s cooperation with the Norwegian supply industry to develop robust improved oil recovery solutions. 
Lokalt teknologisamarbeid Arbeidet med å utvikle og kvalifisere kompressoren i tråd med Statoils krav begynte allerede i 2008 og er et godt eksempel på hvordan Statoil samarbeider med norsk leverandørindustri for å utvikle robuste løsninger for å øke utvinningen fra feltene.
“The compressor in principle builds on Framo Engineering’s multi-phase pumps, which have been used by Statoil for several decades, including on the Gullfaks field,” says Bjørn Birkeland, project manager for the Gullfaks subsea project. 
- Kompressoren er i prinsippet en videreutvikling av Framo Engineerings flerfasepumper, som har vært benyttet i Statoil i flere ti-år, blant annet på Gullfaksfeltet, sier Bjørn Birkeland, prosjektleder i Gullfaks subsea prosjektet.
The compressor is developed in cooperation with One Subsea (formerly Framo Engineering), and large parts of the compressor station have been built by suppliers and sub-suppliers in western Norway and in the Bergen region. 
Selve kompressoren er utviklet i samarbeid med One Subsea, tidligere Framo Engineering, og store deler av hele kompressorstasjonen er bygget hos leverandører og underleverandører på Vestlandet og i Bergensregionen.
The delivery from One Subsea consists of a 420-tonne protective structure, a compressor station with two compressors totalling 650 tonnes, and all necessary topsides equipment for power supply and control of the plant. 
Leveransen fra One Subsea består av en beskyttelsesstruktur på 420 tonn, kompressorstasjon som inneholder to kompressorer på til sammen 650 tonn, og alt nødvendig topside utstyr for elektrisk tilførsel og styring av anlegget.
This type of subsea installation attracts a great deal of interest, and the first period after start-up will be important with a view to gaining operating experience to be drawn on by other fields that may consider using this type of technology. 
Det knyttes stor interesse til denne type subseainstallasjoner, og den første tiden etter oppstart blir viktig med tanke på å høste driftserfaringer som kan legges til grunn for andre felt der denne type teknologi kan være aktuell.
The world’s first subsea wet gas compressor. 
Verdens første undervanns våtgasskompressor ser slik ut.
The compressor station has been mechanically commissioned and test-assembled at Radøygruppen’s yard at Radøy, and is now ready for the final system integration tests implemented by One Subsea at Horsøy. 
Kompressorstasjonen har blitt mekanisk ferdigstilt og prøvemontert ved Radøygruppens verksteder på Radøy, før den nå er klar for avsluttende systemintegrasjonstester hos One Subsea på Horsøy.
The last test phase will verify that all units of the new subsea compressor station work as expected. 
Den siste testfasen skal verifisere at alle enhetene i den nye subseakompressorstasjonen fungerer som forventet.
“There is currently a strong focus in the offshore industry on cost-efficient solutions, and it is therefore particularly nice to note that this new technology has been locally developed, qualified and is being implemented by means of local subsea suppliers,” says operations west asset manager Steinar Konradsen. 
- I offshore industrien er det for tiden stor fokus på kostnadseffektive løsninger, og det er derfor spesielt hyggelig å registrere at denne nye teknologien er lokalt utviklet, kvalifisert og under implementering ved hjelp av lokale subsealeverandører, sier Steinar Konradsen, oppdragsleder fra Feltutvikling Vest.
The possibility of tying in several of the subsea templates connected to Gullfaks C to the compressor station will also be considered. 
Muligheten for oppkobling av flere av havbunnsrammene som er knyttet til Gullfaks C til kompressorstasjonen vil også bli vurdert.
This will further increase the profitability of the project. 
Dette vil øke lønnsomheten i prosjektet ytterligere.
Important for subsea factory future “Together with the technology developed through Åsgard subsea compression the technology in Gullfaks represents important pieces of the jigsaw puzzle of designing the subsea factories of the future,” says Roald Sirevaag, Statoil vice president subsea technology and operations. 
Viktige brikker for framtidens undervannsfabrikker - Sammen med teknologien som er utviklet gjennom Åsgard undervannskompresjon utgjør teknologien i Gullfaks undervannskompresjon viktige brikker i puslespillet med å konstruere framtidens undervannsfabrikker, sier Roald Sirevaag, direktør for undervannsteknologi og - operasjoner i TPD.
“We now have control of the main pieces, so in the future the challenge is to reuse these, putting them together in ways that suit the individual reservoir. 
- Vi har nå kontroll på de viktigste brikkene, så framover handler det om å gjenbruke disse og sette dem sammen på måter som passer det enkelte reservoar.
Close and good cooperation between operations, project and technology communities will be key to the successful achievement of this,” says Sirevaag. 
Tett og godt samarbeid mellom drift-, prosjekt- og teknologimiljøene vil være nøkkelen til at vi lykkes med dette, sier Sirevaag.
Why subsea compression? 
Hvorfor kompresjon på havbunnen?
Compression on the seabed gives a better effect than a conventional topside compressor. 
Kompresjon på havbunnen gir bedre effekt enn å ha konvensjonell kompressor top side.
In addition, there is an advantage that the platform avoids the increase in weight and space a topside compression module requires. 
I tillegg er det en fordel at plattformen unngår vektøkningen og plassen en kompressormodul top side krever.
The advantage of a wet gas compression facility is that it does not require any treatment of the wellstream before compression. 
Fordelen med våtgasskompresjons anlegget er at det ikke kreves noen behandling av brønnstrømmen før kompresjon.
This makes for smaller modules and a simpler construction on the seabed. 
Dette gir mindre moduler og et enklere anlegg på havbunnen.
• Thanks to this technology combined with conventional low-pressure production in a later phase the recovery factor for gas from Gullfaks South Brent can be increased from 63% to 73%. 
• Teknologien kombinert med konvensjonell lavtrykksproduksjon i en senere fase gjør at utvinningsgraden av gass fra Gullfaks Sør Brent kan økes fra 63 til 73 prosent.
• The technical solution consists of two 5-megawatt wet gas compressors installed in a subsea template at 135-metre depth. 
• Den tekniske løsningen består av to våtgasskompressorer på 5 megawatt hver som settes i en havbunnsramme på 135 meters dyp.
They will be tied in to existing templates and pipelines 15 kilometres from Gullfaks C. 
Disse kobles opp mot eksisterende brønnrammer og rørsystem 15 km fra Gullfaks C.
• Power and control modules will be integrated on the Gullfaks C platform. 
• Kraft og styringsmoduler vil bli integrert på Gullfaks C-plattformen.
The compressor has been mechanically completed and trial fitted by Radøy Gruppen on Radøy, and is now ready for final system integration tests at One Subsea Horsøy. 
Kompressoren har blitt mekanisk ferdigstilt og prøvemontert ved Radøygruppens verksteder på Radøy, før den nå er klar for avsluttende systemintegrasjonstester hos One Subsea på Horsøy.
The special vessel Arctic Voyager is the 500th to visit Melkøya and Hammerfest to carry product from the Snøhvit plant. 
Spesialskipet Arctic Voyager ved Snøhvit-anlegget på Melkøya.
The vessel will freight a cargo of LNG from Melkøya, Norway to Aliaga, Turkey. 
Skipet skal frakte en LNG-last fra Melkøya til Aliaga i Tyrkia.
With this cargo, the Snøhvit plant has produced and delivered LNG worth NOK 82 billion since start-up in 2007. 
Med denne lasten har Snøhvit-anlegget produsert og levert LNG til en verdi av 82 milliarder kroner siden oppstart i 2007.
In addition, considerable value has been added through the export of LPG and condensate from the field. 
I tillegg kommer en betydelig verdiskaping fra LPG og kondensat-eksporten fra feltet.
“This is a special day for the Snøhvit organisation and for Statoil. 
– Dette er en spesiell dag for Snøhvit-organisasjonen og for Statoil.
A lot of hard work has gone into all these 500 cargoes,” says vice president for operations on Snøhvit Knut Gjertsen. 
Det ligger mye hardt arbeid bak alle de 500 lastene, sier Knut Gjertsen, som er produksjonsdirektør for Snøhvit.
He believes Snøhvit is a unique plant with its pioneering, new technology that has enabled the production and export of LNG from Hammerfest, the world’s northernmost town. 
Han mener Snøhvit er et unikt anlegg i verden, med ny og banebrytende teknologi som har gjort det mulig å produsere og eksportere LNG fra Hammerfest, verdens nordligste by.
Snøhvit is currently the most energy-efficient LNG plant in the world, with the lowest carbon emissions per unit produced. 
Snøhvit er i dag det mest energieffektive LNG-anlegget i verden med lavest utslipp av CO2 per produsert enhet.
“Snøhvit has also been a challenge. 
– Snøhvit har også vært utfordrende.
We’ve worked long and systematically on the plant, and with the organisation, in order to stabilise operations. 
Vi har jobbet lenge og systematisk med anlegget og organisasjonen for å stabilisere driften.
We are now beginning to see the results. 
Vi begynner å se resultater.
During the past 15 months we’ve delivered our best results for safe and regular production. 
De siste 15 månedene har vi levert våre beste resultater på sikker og forutsigbar produksjon fra Snøhvit.
We work hard and systematically every single day to continue delivering good results,” says Gjertsen. 
Hver eneste dag jobber vi systematisk for å fortsatt levere gode resultater, sier Gjertsen.
Statoil sells LNG to Europe, Asia, and North and South America. 
Statoil selger LNG til blant annet Europa, Asia og Nord- og Sør-Amerika.
The gas is transported in liquid form in special vessels that can sail across the Atlantic, through the Suez Canal, and even through the North-East Passage to get to gas markets. 
Gassen transporteres i flytende form på spesialskip som kan seile via Atlanterhavet, Suezkanalen og Nordøstpassasjen for å nå sine markeder.
An LNG vessel carries a cargo of substantial value and flexibility of destination means that there can be great value in optimising a portfolio to exploit the different market prices prevailing in various regions. 
Det er betydelige verdier om bord i et LNG-skip, Fleksibiliteten med hensyn til hvor det kan gå, gjør at det også er store verdier å hente i å optimalisere porteføljen i forhold til forskjell i markedspriser mellom ulike regioner.
That makes LNG trading an important way of maximising the value of the Snøhvit gas,” says Statoil vice president for LNG trading Geir Heitmann. 
Det gjør LNG-handelen til en viktig aktivitet for å maksimere verdien på Snøhvit-gassen, sier Geir Heitmann, direktør for LNG-trading i MPR Marketing and Trading.
LNG currently accounts for approximately 10% of the global gas market. 
Per i dag er det globale gassmarkedet dekket av ca 10 prosent LNG.
In the years ahead, new LNG export projects will be completed in Australia, the USA and elsewhere. 
I årene fremover vil nye LNG-eksportprosjekter ferdigstilles blant annet i Australia og USA.
That means that LNG will be an increasingly important factor in balancing the global market and will have a considerable impact on the price of gas in different regions. 
Det betyr at LNG vil bli en stadig viktigere faktor i å balansere det globale gassmarkedet, med vesentlig påvirkning av gassprisen i de forskjellige markedene.
Kai-Otto Nilsen, Petter Fagerheim, Cato Osenbroch and Torfinn Isaksen with the special vessel Arctic Voyager in the background. 
Kai-Otto Nilsen, Petter Fagerheim, Cato Osenbroch og Torfinn Isaksen med spesialskipet Arctic Voyager i bakgrunnen.
Also, in October Statoil continued its exploration progress, announcing its seventh natural gas discovery offshore Tanzania. 
- Kontantstrøm fra drift før skatt er 168 milliarder kroner hittil i år.
On 15 October, Statoil’s board of directors appointed Eldar Sætre as acting president and CEO, following the resignation of Helge Lund. 
Styret konstituerte Eldar Sætre som konsernsjef den 15. oktober.
Financial statements and review 3Q 2014 PDF 1 MB 
Financial statements and review 3Q 2014 PDF 1 MB
The Kvitebjørn gas and condensate field in the North Sea 
Kvitebjørn-plattformen I Nordsjøen
Acting president and CEO Eldar Sætre 
direktør IR
Statoil’s adjusted earnings were NOK 30.9 billion in the third quarter. 
Justert driftsresultat var 30,9 milliarder kroner, en nedgang fra 40,4 milliarder kroner i tredje kvartal 2013.
Statoil’s reported net income for the third quarter in accordance with IFRS was negative NOK 4.8 billion due to quarter specific accounting charges of NOK 13.5 billion. 
Det negative regnskapsmessige resultatet i henhold til IFRS-standarden skyldtes kvartalsspesifikke forhold.
Statoil owns 25% of Stampede, which is operated by Hess. 
Statoil har en eierandel på 25 prosent i Stampede, der Hess er operatør.
Stampede, a new project named from unitizing the former discoveries of Knotty Head and Pony, is located approximately 350 kilometers (215 miles) from New Orleans, Louisiana at a water depth of more than 1,000 meters (3,500 feet). 
Stampede, som er et nytt prosjekt som omfatter de tidligere funnene Knotty Head og Pony, ligger om lag 350 kilometer fra New Orleans, Louisiana, på over 1.000 meters havdyp.
The reservoir depth is 9,100 meters (30,000 feet). 
Reservoardybden er på 9.100 meter.
Stampede consists of Green Canyon Blocks 468, 511 and 512. 
Stampede består av Green Canyon-blokkene 468, 511 og 512.
Statoil estimates the reservoir contains approximately 350 million barrels of recoverable oil. 
Statoil anslår at reservoaret inneholder om lag 350 millioner fat utvinnbar olje.
Stampede’s development plan calls for six subsea production wells and four water injection wells from two subsea drill centers tied back to a tension leg platform. 
Utbyggingsplanen for Stampede-feltet omfatter seks produksjonsbrønner og fire vanninjeksjonsbrønner fra to boresentre på havbunnen som kobles opp til en strekkstagplattform.
Gross topsides processing capacity for the project is approximately 80,000 barrels of oil per day and 100,000 barrels of water injection capacity per day. 
Samlet behandlingskapasitet på plattformdekket for prosjektet er om lag 80.000 fat olje per dag, og 100.000 fat vanninjeksjonskapasitet per dag.
Jason Nye, senior vice president U.S. Offshore, Development & Production North America 
Jason Nye, direktør for Statoils offshorevirksomhet i USA.
"We’re very pleased to see Stampede move forward toward production in 2018. 
– Vi er svært glade for å se at Stampede-prosjektet beveger seg framover mot produksjonsstart i 2018.
This field has a long production life capable of generating a consistent high volume of valuable barrels," says Jason Nye, senior vice president of Statoil’s U.S. offshore business. 
Dette feltet har et langt produksjonsliv foran seg som kan levere et stabilt høyt volum av verdifulle fat, sier Jason Nye, direktør for Statoils offshorevirksomhet i USA.
Statoil’s U.S. offshore business currently includes production from Caesar Tonga and Tahiti in the Gulf of Mexico. 
Statoils virksomhet i havet utenfor USA består i dag av produksjon fra Caesar Tonga og Tahiti i Mexicogolfen.
Statoil’s co-owners in Stampede include Union Oil Company of California, a subsidiary of Chevron (25%), Hess (25%) and Nexen (25%). 
Statoils partnere i Stampede-prosjektet er Union Oil Company of California, et datterselskap av Chevron (25 prosent), Hess (25 prosent) og Nexen (25 prosent).
The total Stampede development is expected to cost USD 6 billion. 
Det antas at hele Stampede-utbyggingen vil koste 6 milliarder amerikanske dollar.
Statoil is an international energy company with operations in 36 countries. 
Statoil er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i 36 land.
Knut Rostad, international press spokesperson Tel: +47 905 48 990 
Knut Rostad, pressetalsmann Tlf: +47 905 48 990
U.S. Gulf of Mexico 
Mexicogolfen.
Statoil has decided to invest USD 1.5 billion in the Stampede development in the U.S. Gulf of Mexico, which is expected to begin production in 2018. 
Statoil har besluttet å investere 1,5 milliarder amerikanske dollar i utbyggingen av Stampede-feltet i Mexicogolfen, med forventet produksjonsstart i 2018.
The project will provide new knowledge, new solutions and new opportunities. 
Prosjektet vil gi ny kunnskap, nye løsninger og nye muligheter.
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for utvikling og produksjon norsk sokkel i Statoil. 
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for utvikling og produksjon norsk sokkel i Statoil.
Johan Sverdrup is one of the biggest discoveries on the Norwegian continental shelf since the mid-1980s and ranks among the biggest developments in the years ahead. 
Johan Sverdrup er et av de største funnene på norsk sokkel siden midten av 1980-tallet, og blant de største utbyggingsoppgavene i årene framover.
The consultation period concerning the environmental impact assessment for the field and the power proposal will now commence. 
Nå legges konsekvensutredning for feltet og kraftløsning ut på høring.
Large Norwegian component 
Høy norsk andel
It is estimated that the first-phase development of the Johan Sverdrup field will create around 51,000 man-years nationally, of which as many as 22,000 are expected to be performed by suppliers in Norway and approx. 12,000 by their subcontractors. 
Utbyggingen av første fase av Johan Sverdrup-feltet er antatt å skape rundt 51.000 årsverk nasjonalt, av dette er hele 22.000 årsverk forventet hos leverandørbedrifter i Norge og ca 12.000 årsverk i deres underleverandørbedrifter.
Calculations show that 2,700 man-years will be created in an average year in the production phase, with 3,400 man-years expected to be created at peak field development. 
I driftsfasen viser beregninger at et gjennomsnittsår vil gi 2.700 årsverk, og ved full feltutbygging forventes 3.400 årsverk.
Based on estimates from Agenda Kaupang it is possible for the Norwegian supplier industry to be awarded more than 50% of the assignments in the construction phase and around 90% in the operating phase. 
Estimater fra Agenda Kaupang, viser at norsk leverandørindustri vil kunne oppnå over 50 prosent av oppdragene i byggefasen, og rundt 90 prosent i driftsfasen.
“It is very important for the Johan Sverdrup development that the Norwegian supplier industry positions itself well for the opportunities lying ahead,” says Nylund. 
– Det er svært viktig for Johan Sverdrup-utbyggingen at norsk leverandørindustri posisjonerer seg godt for mulighetene som ligger her, sier Nylund.
A new chapter 
Et nytt kapittel
According to a provisional estimate, total production revenues over 50 years may amount to as much as NOK 1350 billion (1). 
Et foreløpig anslag viser at den samlede produksjonsinntekten kan bli hele 1350 milliarder kroner over 50 år (1).
Of this amount, corporation tax alone will give the Norwegian state NOK 670 billion in direct revenue. 
Av dette vil selskapsskatt alene kunne gi staten 670 milliarder i direkte inntekter.
Total investments for the first development phase are NOK 100-120 billion (2), while production will be in the range of 315,000-380,000 barrels per day. 
De totale investeringene for første utbyggingsfase er 100 – 120 milliarder kroner (2) og en produksjon i området 315.000 – 380.000 fat per dag.
Looked at from the perspective of 50 years, Johan Sverdrup will be a long-term project that several generations will bring to maturity and operate. 
I et 50-årsperspektiv blir Johan Sverdrup et langtidsprosjekt som flere generasjoner vil modne fram og drifte.
The 200 sq.km. large field will be developed in stages. 
Det 200 kvadratkilometer store feltet skal bygges ut trinnvis.
The partners are currently working on various development scenarios for the various phases in order to ensure that the first construction phase forms the basis for an overall, integrated development. 
I dag jobber partnerskapet med ulike scenarier for utbygging av de ulike fasene for å sikre at første byggetrinn gir grunnlag for en helhetlig utbygging.
“We are planning for a stepwise field development with various installations tied back to a joint field centre. 
– Vi legger opp til en trinnvis feltutbygging hvor ulike installasjoner knyttes opp mot et felles feltsenter.
This is in accordance with regulations and a permit will be applied for. 
Dette er i henhold til regelverket og det vil bli søkt om tillatelse.
The environmental impact assessment forms part of the plan for development and operation that is expected to be handled by the Storting next year and expected to be prepared and agreed by the partners in the beginning of February 2015. 
Konsekvensutredningen er en del av planen for utvikling og drift som forventes behandlet i Stortinget på nyåret, basert på forventet beslutning i partnerskapet i begynnelsen av februar 2015.
- - - 1) 2014 2) 2013 
- - - 1) 2014 2) 2013
Environmental impact assessment An important milestone for the first planning phase of the comprehensive field development has been reached: The environmental impact assessments of: the field; the power solution; and the export solutions, are ready for consultation. 
Konsekvensutredning En viktig milepæl for første fase av planleggingen av den store feltutbyggingen er nådd: Konsekvensutredningenene for hele feltet, for kraftløsningen og for eksportløsninger er klare for høring.
This is the first part of the plan for development and operation (PDO), the plan for installation and operation (PIO) of the power transmission facilities and the plan for installation and operation (PIO) for the export solutions respectively. 
Det er første del av henholdsvis plan for utbygging og drift (PUD), plan for anlegg og drift (PAD) av kraftoverføringsanleggene og plan for anlegg og drift (PAD) av eksportløsningene.
They will be submitted to the Ministry of Petroleum and Energy (MPE) in the beginning of 2015 to be discussed by the Norwegian parliament (the Storting). 
Disse overleveres Olje- og energidepartementet (OED) på nyåret for behandling i Stortinget.
An investment decision will also be made at that time. 
Da gjøres også investeringsbeslutningen.
Partners Production license 501: Lundin Norway (operator - 40%), Statoil (40%), Maersk Oil (20%) 
Partnere Utvinningstillatelse 501: Lundin Norway (operatør - 40 %), Statoil (40 %), Maersk Oil (20 %)
Production license 265: Statoil (operator - 40%), Petoro (30%), Det norske oljeselskap (20%), Lundin Norway (10%) 
Utvinningstillatelse 265: Statoil (operatør - 40 %), Petoro (30 %), Det norske oljeselskap (20 %), Lundin Norway (10 %)
Production license 502: Statoil (operator - 44,44%), Petoro (33,33%), Det norske oljeselskap (22,22%) 
Utvinningstillatelse 502: Statoil (operatør - 44,44 %), Petoro (33,33 %), Det norske oljeselskap (22,22 %)
Part of the Vestprosess project operated by Statoil, this work began on 12 May and will continue for 28 days during the 1999 turnaround at the refinery. 
Ombyggingen startet 12. mai og skal pågå i 28 dager, samtidig med årets revisjonsstans.
The crude oil facility will be shut in for this period. 
Råoljeanlegget er satt ut av drift i denne perioden.