natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The newbuildings will be delivered by the end of 2014. 
Nybyggene vil bli levert innen utgangen av 2014.
Illustration Supply vessel JPG 606 kB 
Illustrasjon av forsyningsskip JPG 606 kB
The illustration shows the chosen design for the new vessel to be built for the Northern-Norway based shipping group Troms Offshore. 
Illustrasjonen viser design for det nye skipet som skal bygges for det nordnorske rederiet Troms Offshore.
The Svalin field development is one of Statoil's fast-track developments. 
Feltet inngår blant Statoils hurtigutbygginger.
Statoil is operator; Petoro and ExxonMobil are partners. 
Statoil er operatør, med Petoro og ExxonMobil som partnere.
The Svalin development will be tied back to the Grane platform. 
Svalin-feltet vil bli knyttet opp mot Grane-plattformen i Nordsjøen.
Recoverable reserves are estimated to about 75 million barrels of oil equivalent (12 million standard cubic metres o.e.). 
Utvinnbare reserver er beregnet til om lag 75 millioner fat olje (tilsvarende 12 millioner standard kubikkmeter).
The Svalin development will be tied back to the Grane platform. 
Svalin-feltet skal knyttes til Grane-plattformen.
The hydrocarbons will utilise shared processing and export facilities. 
Prosesserings- og eksportløsning vil være felles.
The gas compression facility at the Grane platform will be modified to handle gas from Svalin. 
Gasskompresjonsanlegget på Grane-plattformen vil bli modifisert for å håndtere gass fra Svalin.
Oil from the Svalin development will be transported, with production from the Grane field, through the existing pipeline for storage and shipment from the oil terminal at Sture. 
Olje fra Svalin vil bli transportert sammen med Granes egen produksjon i den eksisterende rørledningen fra Grane for lagring og utskipning fra oljeterminalen på Sture.
Svalin M was discovered in 2008 and its start-up is scheduled for the end of 2013. 
Svalin M ble funnet i 2008, og produksjonsstart her er planlagt til slutten av 2013.
Svalin C was discovered in 1992 and its start-up is scheduled for summer 2014. 
Svalin C ble funnet i 1992 og skal etter planen settes i produksjon sommeren 2014.
The Svalin development will use available process capacity and mitigate the decline of oil and gas processed on the Grane platform. 
Svalin vil benytte ledig kapasitet i prosessanlegget og vil dempe nedgangen i olje- og gassmengden som prosesseres på Grane-plattformen.
Aker Subsea AS has been awarded the contract for the subsea production system and the pipeline and marine operations are to be performed by Subsea 7. 
Aker Subsea AS har fått kontrakten for undervanns produksjonssystem, mens marine operasjoner skal utføres av Subsea 7.
Svalin is the eighth development in Statoil's portfolio of fast-track developments. 
Svalin er utbygging nummer åtte i Statoils portfolio av hurtigutbygginger.
Facts about Svalin (licence PL 169) 
Fakta om Svalin (PL 169)
Location: Located in Block 25/11 in the North Sea, between the Grane and Balder fields. 
Beliggenhet: Lokalisert i blokk 25/11 i Nordsjøen, mellom Grane- og Balder-feltene.
Discovered: C Svalin in 1992, Svalin M in 2008 
Funn: Svalin C i 1992, Svalin M i 2008
Volumes: 75 million barrels oil equivalent (12 million standard cubic metres o.e.) 
Volumer: 75 millioner fat oljeekvivalenter (12 millioner standard kubikkmeter).
Development solution: tie-back to Grane platform 
Utbyggingsløsning: Tie-back til Grane-plattformen.
Start of production: Svalin M end 2013, Svalin C in summer 2014 
Produksjonsstart: Svalin M på slutten av 2013, Svalin C sommeren 2014
Estimated investment: 4.5 billion NOK (nominal terms) 
Investeringsestimat: 4,5 milliarder kroner (nominelle kroner)
Licensees: Statoil, operator (57%), Petoro AS (30%), ExxonMobil E&P Norway (13%) 
Rettighetshavere: Statoil, operatør (57 prosent), Petoro (30 prosent), ExxonMobil (13 prosent)
The Svalin field lies about six kilometres south-west of the Grane platform at a water depth of 125 metres. 
Svalin-feltet ligger om lag seks kilometer sør-vest for Grane-plattformen, på 125 meters vanndyp.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,277,315 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.277.315 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 139.66 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 139,66 kroner.
“We expect to sign a contract this summer for the subsea system and umbilical,” reports staff engineer Inge Polden in the Snøhvit project. 
"Vi regner med å inngå kontrakt til sommeren for undervannssystemet og kontrollkabelen.
“This job will be awarded to one of three suppliers we have frame agreements with.” 
Kontrakten går til én av tre leverandører som vi har rammeavtaler med," sier Inge Polden, overingeniør i Snøhvit-prosjektet.
Statoil and the subsea system suppliers are now testing existing technology for the 160-kilometre bundle of control lines and cables. 
Statoil og leverandører av undervannssystemer prøver nå ut eksisterende teknologi for den 160 kilometer lange kabelen.
This verification will continue until the end of 2002. 
Verifiseringen skal pågå fram til årsskiftet 2002-2003.
All the wells planned for Snøhvit – 21 for gas and condensate and one for carbon dioxide injection – will be remotely controlled from land through the umbilical. 
Alle brønnene, 21 for gass og kondensat og én for injeksjon av karbondioksid, skal styres fra land gjennom kontrollkabelen.
The distance involved requires a voltage of 3,000 volts – three times the conventional level for a subsea facility. 
Avstanden krever spenning på rundt 3000 volt.
The fibre-optic cables will be used to transmit control signals to subsea valves and to return information from sensors mounted in the wells. 
De fiberoptiske kablene skal overføre signaler for styring av ventiler på brønnene og informasjon fra brønnsensorene.
Snøhvit will involve the world’s longest distance between the control station on land and the first subsea installation on the field. 
Avstanden mellom kontrollstasjonen på land og den første undervannsinstallasjonen på feltet blir lengst i verden.
By comparison, the maximum umbilical length on Statoil’s Åsgard field in the Norwegian Sea is 50 kilometres. 
Til sammenligning er det lengste spennet 50 kilometer på det Statoil-opererte Åsgard-feltet i Norskehavet.
And the group’s nearby Mikkel project will involve a span of 87 kilometres. 
På det planlagte Mikkel-feltet i Norskehavet blir det 87 kilometer mellom felt og kontrollstasjon.
Plans call for gas deliveries from Snøhvit to start in 2006. 
Snøhvit begynner etter planen å levere gass i 2006.
Snøhvit will be developed in three phases. 
Feltet er planlagt utbygd i tre faser.
When these have been completed in 2018, the longest distance over which remote control is exercised will be 210 kilometres. 
Når hele feltet er utbygd i 2018, blir lengste kontrollavstand rundt 210 kilometer.
(Photo: Anette Westgård, Woldcam) 
(Foto: Anette Westgård, Woldcam)
The 160 metre high construction is the biggest steel jacket installed in one lift on the Norwegian continental shelf (NCS) and first major part-delivery on the Valemon development project. 
Den 160 meter høye konstruksjonen er det største stålunderstellet som er installert i ett løft på norsk sokkel og er den første store delleveransen til Valemon-utbyggingen.
Ivar Aasheim, head of field development on the NCS. 
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling norsk sokkel.
"We are very pleased with this delivery from Heerema Fabrication Group BV, a new supplier to Statoil of steel jackets of this size," says Anders Opedal, who heads up Projects. 
-Vi er meget fornøyde med denne leveransen fra Heerema Fabrication Group BV, som er en ny leverandør til Statoil for stålunderstell av denne størrelsesorden, sier Anders Opedal, direktør for Prosjekter.
"With Valemon the licensees are developing a new field in mature and exciting North Sea acreage. 
- Gjennom Valemon bygger partnerskapet ut et nytt felt i et modent og samtidig spennende område i Nordsjøen.
By making use of the existing infrastructure for processing and transport, the development is also preparing the ground for the cost-effective tie-back of new fields in both the Tampen and Heimdal areas. 
Ved å benytte eksisterende infrastruktur for prosessering og transport legger utbyggingen samtidig til rette for kostnadseffektiv oppknytning av nye felt i både Tampen- og Heimdalområdene.
This will represent an important contribution to Statoil's goal of developing the mature areas on the Norwegian continental shelf (NCS) in the years to come," says Ivar Aasheim, head of field development on the NCS. 
Dette vil være et viktig bidrag til Statoils målsetning om å videreutvikle de modne områdene på norsk sokkel i årene fremover, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling norsk sokkel.
The Valemon platform contains the capacity for treating gas and condensate from discoveries in the adjacent area. 
Det er bygget inn kapasitet på Valemon-plattformen for å kunne behandle gass og kondensat fra funn i nærområdet.
Statoil and its licence partners are planning to conduct a programme of exploration in the area close to Valemon, where several prospects have been mapped. 
Statoil og lisenspartnere planlegger de kommende årene å gjennomføre et utforskningsprogram i området like i nærheten av Valemon-feltet, der det er kartlagt flere prospekter.
Development of Valemon involves a fixed platform with a steel jacket for the separation of gas, condensate and water. 
Utbyggingsløsningen for Valemon er en bunnfast plattform med separasjon av gass, kondensat og vann på installasjonen.
The rich gas will be transported via a new pipeline to the existing pipeline from Huldra to Heimdal for further processing. 
Transport av rikgass vil gå via en ny rørledning til den eksisterende Huldra-rørledningen, og til Heimdal for videre prosessering.
The condensate will be piped to the Kvitebjørn platform for stabilisation and further transport via the Troll oil pipeline to the Mongstad refinery. 
Kondensat vil bli transportert til Kvitebjørn-plattformen for stabilisering og videre transport i Troll oljerør til Mongstad.
Anders Opedal, head of Projects. 
Anders Opedal, direktør for prosjekter.
The volumes involved are large, with estimated recoverable reserves of about 210 mill. barrels of oil equivalents. 
Volumene er store, med antatt utvinnbare reserver på om lag 210 millioner fat oljeekvivalenter.
At peak, Valemon will be expected to produce roughly 86,000 boe/d, thus helping to achieve Statoil's target of maintaining production on the NCS in coming years. 
På toppnivå ventes Valemon å produsere om lag 86.000 fat oljeekvivalenter per dag, og gir dermed et viktig bidrag til Statoils målsetning om å opprettholde produksjonene på norsk sokkel i årene framover.
The Valemon reservoir is complex not only because it is fragmented, but also because of the high pressure and high temperature there. 
Reservoaret i Valemon er komplisert fordi det er oppstykket, men også på grunn av høyt trykk og høy temperatur.
The plan is to develop Valemon with 11 platform producers and two injection wells for the depositing of cuttings and produced water in the shallow Utsira formation. 
Valemon planlegges utbygd med 11 plattformprodusenter og to injeksjonsbrønner for deponering av henholdsvis borekaks og produsert vann i den grunne Utsira-formasjonen.
A total of 20 well slots will be available on the platform to enable the drilling of further wells. 
Det vil totalt være 20 brønnslisser tilgjengelig på plattformen for å gi mulighet for boring av ytterligere brønner.
"I am glad that this first major delivery on the Valemon project has been completed and is now in place out on the field. 
- Jeg er glad for at den første store leveransen fra Valemon-prosjektet nå er ferdig og plassert på feltet.
This has been accomplished with good HSE results, on time and on budget," says Opedal. 
Det har skjedd med gode HMS-resultater, på tid og innenfor budsjett, sier Anders Opedal.
Valemon facts 
Fakta om Valemon
Location: PL 050 and PL 193, block 34/10 and 34/11. 
Lokasjon: PL 050 og PL 193, blokk 34/10 og 34/11.
10 km west of Kvitebjørn and 20 km southeast of Gullfaks 
10 km vest for Kvitebjørn og 20 km sørøst for Gullfaks.
Licensees: Statoil, operator (53.775%), Petoro (30%), Centrica (13%) and Enterprise Oil (3.225%) 
Lisenspartnere: Statoil, operatør (53,775 prosent), Petoro (30,0 prosent), Centrica: (13,0 prosent) og Enterprise Oil Norge (3,225 prosent).
Reservoir: Gas/condensate, HPHT (high pressure, high temperature) conditions 
Reservoar: Gass/kondensat, HPHT-forhold (høyt trykk, høy temperatur).
Installation: Fixed platform with steel jacket, processing plant and accommodation facilities (40 cabins). 
Installasjon: Bunnfast plattform med stålunderstell, prosessanlegg og boligkvarter med 40 lugarer.
The platform, which will normally be unmanned once the drilling phase is concluded, is remotely controlled from Kvitebjørn. 
Plattformen skal være normalt ubemannet etter at borefasen er avsluttet, og fjernstyres fra Kvitebjørn.
The Valemon field will be included in the Kvitebjørn production organisation and be operated from Statoil's base at Sandsli in Bergen 
Valemon-feltet skal drives fra Statoils driftskontor på Sandsli i Bergen, som del av Kvitebjørns driftsorganisasjon.
Transport: Rich gas via the Huldra pipeline to Heimdal for further processing. 
Transport: Rikgass via Huldra-rørledningen til Heimdal for videre prosessering.
Condensate to Kvitebjørn for stabilisation and onward transport to Mongstad 
Kondensat går til Kvitebjørn for stabilisering og videre transport til Mongstad.
Power supply by cable from the Kvitebjørn platform 
Kraftforsyning i kabel fra Kvitebjørn-plattformen.
The field was discovered by Statoil in 1985 
Feltet ble funnet av Statoil i 1985
Base case reserves: 26 billion standard cubic metres of gas, 5 million standard cubic metres of condensate, 1.3 million tonne NGL 
Reserver i basistilfellet: 26,1 millliarder standard kubikkmeter gass, 4,9 milllioner standardkubikkmeter kondensat, 1,3 millioner tonn NGL – Natural Gas Liquids
Start of pre-drilling: August 2012. 
Start forboring: August 2012.
Production start-up: 4th quarter 2014 
Produksjonsstart: Fjerde kvartal 2014
Estimated base case lifetime: 2014-2025 
Antatt levetid i basistilfellet: 2014-2025
Investment: NOK 20.4 bill. (current) 
Investeringer: 20,4 milliarder NOK (løpende)
Thialf at the Valemon field. 
Thialf under løfteoperasjonen på Valemon-feltet.
Net income from the sale is in the range of NOK 5.5-6.0 billion (USD 0.9-1.0 billion). 
Regnskapsmessig gevinst fra salget er mellom 5,5-6,0 milliarder kroner (0,9-1,0 milliarder dollar).
Torgrim Reitan, Statoil chief financial officer 
Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans
This frees up capital for investments in our core business as we forcefully pursue our strategy to streamline Statoil as a technology focused upstream energy company," says Reitan. 
Dette frigjør kapital til investeringer i vår kjernevirksomhet når vi gjennomfører strategien om å strømlinjeforme Statoil som et teknologi-fokusert oppstrøms energiselskap, sier Reitan.
As a result of the transaction, Statoil Fuel & Retail will no longer be consolidated in Statoil ASA's accounts. 
Som et resultat av transaksjonen vil Statoil Fuel & Retail ikke lenger konsolideres som en del av Statoil ASAs regnskap.
"In addition to delivering an attractive price, it is important for Statoil that Couche-Tard is a strong industrial buyer that will enable Statoil Fuel & Retail to pursue its strategy under new and long term industrial ownership. 
- I tillegg til å tilby en attraktiv pris er det viktig for Statoil at Couche-Tard er en sterk industriell kjøper som gir Statoil Fuel & Retail muligheten til å følge sin strategi under et nytt og langsiktig industrielt eierskap.
This transaction provides a good outcome for Statoil, for Couche-Tard and for Statoil Fuel & Retail and its customers, management and employees," says Reitan. 
Denne transaksjonen gir en god løsning for Statoil, for Couche-Tard og for Statoil Fuel & Retail og selskapets kunder, ledelse og ansatte, sier Reitan.
The proceeds for Statoil's shares are NOK 8.3 billion (USD 1.4 billion) after adjustments for dividend. 
Oppgjøret for Statoils eierandel på 54 % av selskapet er på 8,3 milliarder kroner (1,4 milliarder dollar) etter justeringer for utbytte.
Following this, the share saving plan has 6,979,848 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.979.848 aksjer.
Through a step-wise exploration programme the partners will potentially drill 10-20 wells by 2017 in three phases to demonstrate prospectivity. 
Gjennom et trinnvis leteprogram vil partnerne antagelig bore 10-20 brønner gjennom tre faser innen 2017 for å påvise prospektivitet.
Atle Rettedal, senior vice president for New Ventures in Statoil 
Atle Rettedal, direktør for New Ventures i Statoil
Petrofrontier will operate the first phase of the programme while Statoil has secured options to operate from the second exploration phase in addition to increase ownership interests from 25 to 65% of Petrofrontier's interests. 
Petrofrontier vil være operatør i den første fasen av programmet, mens Statoil har sikret seg opsjoner for operatørskap fra og med den andre letefasen, i tillegg til å øke eierandelen fra 25 til 65 prosent av Petrofrontiers andel.
Statoil has committed to contribute USD 25 million for the first phase of the exploration programme. 
Statoil har forpliktet seg til å bidra med 25 millioner amerikanske dollar i den første fasen av leteprogrammet.
This figure could escalate to USD 200 million through a phase two and three depending on exploration results. 
Dette beløpet kan øke til 200 millioner amerikanske dollar gjennom fase to og tre, avhengig av leteresultatene.
"These exploration activities are in line with our objective to access shale plays at an early exploration stage, at low cost and develop them into potentially high value assets. 
– Denne letevirksomheten er i tråd med vårt mål om tilgang til skiferområder i en tidlig letefase, med lave kostnader, og utvikle dem til områder av potensielt høy verdi.
We are looking forward to explore it together with our partner Petrofrontier – a small but highly competent company", says senior vice president for New Ventures in Statoil, Atle Rettedal. 
Vi ser fram til å utforske området sammen med vår partner Petrofrontier, som er et lite, men svært dyktig selskap, sier direktør for New Ventures i Statoil, Atle Rettedal.
"We are very excited to announce this farm-in agreement with Statoil. 
– Vi er svært glad for å kunngjøre denne kjøpsavtalen med Statoil.
Petrofrontier is anexploration company listed on the Toronto Stock Exchange and holds a 75-100% interest in the four Georgina exploration permits EP 103,104,127 and 128, in addition to pending exploration permits. 
Petrofrontier er et leteselskap som er notert på børsen i Toronto, og har en andel på 75-100 prosent i de fire letetillatelsene EP 103,104,127 og 128 i Georgina-området, i tillegg til utildelte letelisenser.
Australia South Georgina map GIF 570 kB 
Australia South Georgina kart GIF 570 kB
"Average production from our US and Canadian fields in the first quarter 2012 was 149,000 barrels of oil equivalent (boe) per day – up as much as 75% compared to the corresponding quarter in 2011. 
- Snittproduksjonen fra feltene våre i USA og Canada i første kvartal 2012 var 149.000 fat oljeekvivalenter (foe) per dag – opp hele 75 prosent i forhold til samme kvartal i 2011.
We are on track to reach our ambition of producing above 500,000 boe per day in 2020," says Bill Maloney, executive vice president and head of Statoil's Development and Production business area in North America. 
Vi ligger an til å nå ambisjonen om å produsere mer enn 500.000 foe per dag i 2020, sier konserndirektør Bill Maloney, sjef for Utvikling og produksjon i Nord-Amerika.
At its US investor day in New York today, 20 June 2012, Statoil executives presented achievements and ambitions for the North American upstream activities. 
På Statoils amerikanske investordag i New York i dag, 20. juni 2012, presenterte Statoil-ledere det selskapet har oppnådd så langt, og hvilke ambisjoner man har for oppstrømsaktivitetene i Nord-Amerika.
Bill Maloney, executive vice president and head of Statoil's business area for Development and Production in North America. 
Bill Maloney, konserndirektør Bill Maloney, sjef for Utvikling og produksjon i Nord-Amerika.
Solid resource base 
Sterk ressursbase
"We have a well-rounded portfolio and growth potential in all of our business clusters. 
- Vi har en velbalansert portefølje og et godt vekstpotensial i alle resultatområder.
The resource base in North America has grown well above six billion boe, representing around 30% of Statoil's total resource base," says Maloney. 
Ressursbasen i Nord-Amerika har vokst til godt over seks milliarder fat oljeekvivalenter og representerer rundt 30 prosent av Statoils samlede ressursbase, sier Maloney.
Successful start-up of the Statoil-operated Leismer project in Canada and continued ramp-up of production in US shales and tight oil plays are key components behind Statoil's recent production growth. 
Den vellykkede oppstarten på det Statoil-opererte Leismer-prosjektet i Canada og opptrapping av produksjonen fra skiferformasjoner i USA er viktige årsaker til produksjonsveksten den siste tiden.
"Safe and responsible development of new US onshore resources is strongly underpinning the growth strategy. 
- Sikker og ansvarlig utvikling av nye ressurser på land i USA understøtter vekststrategien i Nord-Amerika.
We now have production from more than 1000 wells and hold more than one million net acres in three of the best US plays," says Maloney. 
Vi har nå produksjon fra mer enn 1000 brønner i noen av de beste onshore-områdene i USA, sier Maloney.
"The acquisition of Brigham Exploration last year has provided us with first-class tight oil assets in North Dakota and Montana and valuable organizational capacity. 
- Fjorårets oppkjøp av Brigham Exploration har gitt oss førsteklasses oljeressurser i Nord-Dakota og Montana, og verdifull ekstra organisasjonskapasitet.
The integration process is progressing well and according to plan. 
Integrasjonsprosessen går godt, og i henhold til planen.
In parallel, we are moving forward on the development of an operational organization in Houston for our Eagle Ford operatorship, commencing early 2013." 
Samtidig fortsetter vi oppbyggingen av en driftsorganisasjon i Houston for operatøransvaret på Eagle Ford fra 2013.
Progressing projects and maturing discoveries 
Fremgang i prosjekter og modning av funn
Onshore Canada, Statoil is progressing its plans for the Leismer Expansion and Corner projects. 
I Canada fortsetter Statoil å planlegge arbeidet med prosjektene Leismer Expansion og Corner.
In the US Gulf of Mexico, Statoil last year made a discovery in a Paleogene prospect called Logan in Walker Ridge. 
I USAs del av Mexicogolfen gjorde Statoil i fjor et funn i et paleogent prospekt kalt Logan i Walker Ridge.
Evaluation is ongoing, and an appraisal well will be drilled in 2013. 
Funnet evalueres og det planlegges en avgrensningsbrønn i 2013.
"As an operator, Statoil has a strong track record of using innovative technologies to enhance oil recovery. 
- Som operatør har Statoil god erfaring med bruk av innovativ teknologi for å øke utvinningen fra oljefeltene våre.
Our ambition is to apply technology and experience from the Norwegian continental shelf to the deeper and more complex reservoirs in the Gulf of Mexico. 
Vår ambisjon er å anvende den teknologien og erfaringen vi har fra norsk sokkel på de enda dypere og mer komplekse reservoarene i Mexicogolfen.
Over several years, we have worked on a technology program called 'Crack the Palogene'. 
Vi har arbeidet i flere år med et teknologiprogram som vi kaller "Crack the Palogene" (Knekk paleogenkoden).
We hope elements from this technology tool kit will help us profitably develop the Logan discovery," says Maloney. 
Vi håper at elementer fra denne verktøykassa vil hjelpe oss til å finne lønnsomme utbyggingsløsninger for Logan-funnet, sier Maloney.
Active exploration program 
Aktivt leteprogram
Offshore Canada, activity is also aimed at maturing Statoil-operated developments. 
Virksomheten tar også sikte på å modne Statoil-opererte utbygginger offshore i Canada.