natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Geco Topaz began work on a combined three- and four-dimensional survey on Gullfaks last week. 
Båten Geco Topaz startet arbeidet ned å skyte en kombinert tredimensjonal/firedimensjonal undersøkelse på Gullfaks-feltet i forrige uke.
This vessel will then move to Åsgard to shoot seismic over the Smørbukk area. 
Etter dette går båten til Åsgard-feltet for å skyte seismikk over Smørbukk-området.
The ship is considered an efficient unit, equipped to tow two airguns and up to eight hydrophone streamers. 
Geco Topaz er en effektiv båt utstyrt for å taue to kilder og inntil åtte lyttekabler.
It also carries the most modern satellite navigation system available. 
Den er også utstyrt med det mest moderne innen satellitt navigasjonssystem.
In addition to its work programme off Norway, Statoil is collaborating with Phillips Petroleum on a two-dimensional survey covering roughly 300 square kilometres on the Greenland continental shelf this summer. 
Foruten arbeidsprogrammet på norsk sokkel, samarbeider Statoil med Phillips om en todimensjonal undersøkelse på grønlandsk sokkel i sommer.
A seismic survey contract awarded by Statoil to Geco-Prakla for 1999 ranks as the biggest assignment of its kind off Norway this year. 
Kontrakten er den største i sitt slag som er tildelt på norsk sokkel i år.
The purpose was to investigate potential manipulation of the energy agency Platts’ oil price benchmarks. 
Formålet var å undersøke mulig manipulasjon av energibyrået Platts’ referansepris på råolje.
The investigation, which could potentially have resulted in a formal probe, focused on Statoil as a company, and not on individuals. 
Undersøkelsene, som potensielt kunne resultert i en formell etterforskningssak, var rettet mot Statoil som selskap, og ikke mot enkeltpersoner.
This has been confirmed to Statoil in conversations with the EU Commission. 
Statoil har fått dette bekreftet i samtaler med EU-kommisjonen.
Statoil has since the inspection in May 2013 maintained that the company has not participated in any form of price manipulation. 
Statoil har helt siden inspeksjonen i mai 2013 hevdet at selskapet ikke har deltatt i noen form for prismanipulasjon.
Following the inspection the company has actively provide all information and documentation that the EU Commission has requested. 
Etter inspeksjonen har selskapet arbeidet aktivt for å framskaffe all informasjon og dokumentasjon som EU-kommisjonen har etterspurt.
Statoil is pleased that the investigation has now been discontinued, which confirms the view that Statoil has had of this case. 
Statoil er tilfreds med at undersøkelsen nå er stanset, noe som bekrefter den oppfatning Statoil har hatt av saken.
In May 2013 the offices of Statoil were subject to an inspection by EFTA Surveillance Authority (ESA) on behalf of the EU Commission. 
I mai 2013 ble kontorene til Statoil gjenstand for en inspeksjon av EFTA Surveillance Authority (ESA) på vegne av EU-kommisjonen.
(Photo: Ole Jørgen Bratland, Statoil) 
(Foto: Ole Jørgen Bratland - Statoil)
Statoil and its licence partners have decided to develop the Oseberg Vestflanken 2 covering the Alpha, Gamma and Kappa oil and gas structures. 
Statoil har sammen med lisenspartnerne besluttet å bygge ut Oseberg Vestflanken 2 som består av olje- og gass-strukturene Alfa, Gamma og Kappa.
They are located around eight kilometres northwest of the Oseberg field centre. 
Disse ligger om lag åtte kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter.
The Oseberg Vestflanken development will consist of an unmanned wellhead platform with 10 well slots. 
Oseberg Vestflanken 2 skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform med ti brønnslisser.
The wells will be remote-controlled from the Oseberg field centre. 
Brønnene skal fjernstyres fra Oseberg feltsenter.
Two existing subsea wells will also be reused. 
I tillegg skal to eksisterende subsea brønner gjenbrukes.
“Oseberg Vestflanken 2 meets the current cost challenges and higher efficiency requirements with an innovative concept based on simplification. 
– Oseberg Vestflanken 2 møter dagens kostnadsutfordringer og krav til økt effektivitet med et innovativt konsept basert på forenkling.
This is a pioneering project on the Norwegian continental shelf (NCS) that the industry can learn from,” says Ivar Aasheim, senior vice president for field development on the NCS. 
Dette er et pionérprosjekt på norsk sokkel som bransjen kan hente læring fra, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
Wellhead platforms with no facilities, helicopter deck or lifeboats represent a new solution in Norway, but it has been thoroughly tested in other areas, such as the Danish and Dutch continental shelves. 
Brønnhodeplattformer uten fasiliteter, helikopterdekk og livbåter er nytt i Norge, men er en godt utprøvd løsning andre steder, blant annet på dansk og nederlandsk sokkel.
“We emphasise that this new concept will continue the high security level we have on our installations on the NCS,” says Aasheim. 
– Vi legger vekt på at dette nye konseptet skal videreføre det høye sikkerhetsnivået vi har på installasjonene på norsk sokkel, sier Aasheim.
Statoil has focused on cutting investment costs throughout the project planning phase, and has now reduced total investment costs by around NOK 1 billion following the concept selection earlier this year. 
Statoil har jobbet med å kutte investeringskostnadene gjennom hele prosjekteringsfasen, og har nå redusert de totale investeringskostnadene med om lag én milliard kroner etter konseptvalg tidligere i år.
Maturing of the resource base, leading to higher volumes, has also helped realise the project. 
I tillegg har en god modning av ressursgrunnlaget, som har gitt økte volumer, gjort dette prosjektet mulig.
Torger Rød, SVP for the projects cluster in Statoil. 
Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil
“The costs of subsea templates have tripled during the last 10 years. 
– Kostnader for havbunnsbrønner er tredoblet de siste ti årene.
Platform wells on a steel jacket lead to considerable cost reductions and secure a robust project economy,” says senior vice president for the projects cluster in Statoil Torger Rød. 
Plattformbrønner på et stålunderstell reduserer kostnadene betydelig, og sikrer en robust økonomi for prosjektet, sier Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil.
Oseberg Vestflanken 2 is an important element in further developing the Oseberg infrastructure for the future, and is a result of long-term licence decisions and uniform area development. 
Oseberg Vestflanken 2 er et viktig bidrag for å videreutvikle Oseberg infrastrukturen for framtiden, og er et resultat av langsiktige lisensbeslutninger og helhetlig områdetenkning.
Gunnar Nakken, SVP for the operations west cluster in Statoil 
Gunnar Nakken, direktør for Drift vest i Statoil.
“Oseberg Vestflanken 2 will add 110 million profitable barrels of oil equivalent, and will be an important contribution in reaching Statoil´s goal of maintaining the current production level until 2030 and beyond,” says senior vice president for the operations west cluster in Statoil Gunnar Nakken. 
– Oseberg Vestflanken 2 vil gi 110 millioner nye lønnsomme fat oljeekvivalenter, og blir et viktig bidrag for Statoils mål om å opprettholde produksjon på dagens nivå til 2030 og videre, sier Gunnar Nakken, direktør for Drift vest i Statoil.
The well stream will be routed to Oseberg field centre via a new pipeline. 
Brønnstrømmen skal rutes til Oseberg feltsenter via en ny rørledning.
Production start is scheduled for the second quarter of 2018. 
Produksjonen skal etter planen starte i løpet av andre kvartal 2018.
Oseberg Vestflanken 2 is the first of three planned phases for developing the remaining reserves in the Oseberg area. 
Oseberg Vestflanken 2 er den første av tre planlagte faser for utvikling av de resterende reservene i Oseberg-området.
The licensees are: Statoil (operator) (49.3%), Petoro (33.6%), Total (14.7%) and ConocoPhillips (2.4%). 
Partnerne er Statoil (operatør) (49,3%), Petoro (33,6%), Total (14,7%) og ConocoPhillips (2,4%).
Location: In the North Sea, around 8 kilometres northwest of the Oseberg field centre 
Lokasjon: I Nordsjøen om lag 8 kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter
Volumes: 110 million barrels of oil equivalent (o.e.) 
Volumer: 110 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.)
Water depth: Around 110 metres 
Dybde: om lag 110 meters vanndyp
Estimated life: Until 2040 
Antatt levetid: Til 2040
Development: Unmanned and remote-controlled wellhead platform. 
Utbygging: Ubemannet og fjernstyrt brønnhodeplattform der brønner blir boret med oppjekkbar Cat-J borerigg.
Two subsea wells to be drilled from old subsea templates will be included in the project. 
I tillegg vil to subsea brønner boret fra gamle havbunnsrammer inngå i prosjektet.
Senior vice president for field development on the NCS Ivar Aasheim (to the right) and project manager Hogne Pedersen submitted the PDO for Oseberg Vestflanken 2 to petroleum and energy minister Tord Lien (left) today, 18 December. 
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel (til høyre), og Hogne Pedersen, prosjektleder, overleverte PUD for Oseberg Vestflanken 2 til olje- og energiminister Tord Lien (til venstre) i dag, 18.desember.
This is an important milestone in the development of the giant Johan Sverdrup field that will be powered from shore, when it starts production in late 2019. 
Dette er en viktig milepæl i utviklingen av det enorme Johan Sverdrup-feltet som skal driftes med kraft fra land fra produksjonsstart sent i 2019.
Tove Stuhr Sjøblom, SVP, Development & Production, UK 
Tove Stuhr Sjøblom, direktør for Statoils utviklings- og produksjonsvirksomhet I Storbritannia og Irland
The Corrib gas field is located 83 km off the west coast of County Mayo in Ireland. 
Corrib gassfelt ligger 83 kilometer utenfor vestkysten av Mayo-regionen i Irland.
The field was discovered in 1996 and the field development was sanctioned in 2001. 
Feltet ble funnet i 1996, og feltutbyggingen ble godkjent i 2001.
At peak production, Corrib has the potential to meet up to 60% of Ireland’s gas needs. 
På toppnivå har Corrib potensial til å dekke inntil 60 prosent av Irlands gassbehov.
More than 6,000 people have worked on the development of the Corrib gas field. 
Over 6.000 personer har arbeidet med utbyggingen av Corrib-feltet.
The Corrib gas field will sustain 175 long term jobs for the next 15-20 years. 
Corrib-feltet vil gi 175 faste jobber i de neste 15-20 årene.
The Corrib gas field is located 83 kilometres off Ireland’s northwest coast in water depths of almost 350 metres. 
Corrib gassfelt ligger 83 kilometer utenfor nordvestkysten av Irland, med havdyp på nærmere 350 meter.
At peak annual production, the field is expected to produce around 260 MM scf/d of gas, which is 45,000 barrels of oil equivalent per day (boe/d). 
Under topproduksjon ventes det at feltet vil produsere om lag 7,36 millioner kubikkmeter gass per dag, noe som utgjør 45.000 fat oljeekvivalenter per dag (foe/d).
“We are very pleased to see production start at Corrib. 
– Vi er svært glade for at produksjonen har startet på Corrib.
The output from Corrib will be an important addition to Statoil’s international production portfolio,” says Tove Stuhr Sjøblom, Senior Vice President for Statoil’s development and production activities in the UK and Ireland. 
Den vil være et viktig tillegg til Statoils internasjonale produksjonsportefølje, sier Tove Stuhr Sjøblom, direktør for Statoils utviklings- og produksjonsvirksomhet i Storbritannia og Irland.
“There have been several challenges for the operator and its partners to overcome on the road to this important milestone. 
– Det har vært flere utfordringer for operatøren og partnerne som måtte løses på vegen mot denne viktige milepælen.
The project has created many local jobs in the development phase and we are confident that the project will also contribute positively locally and nationally in the operational phase in terms of value creation and energy security,” Sjøblom says. 
Prosjektet har gitt mange lokale jobber i utbyggingsfasen, og vi er trygge på at prosjektet også vil bidra positivt lokalt og nasjonalt i driftsfasen, med hensyn til verdiskaping og energisikkerhet, sier Sjøblom.
The gas is processed at the terminal before it is transferred into the Gas Networks Ireland (GNI) network, which delivers it to Irish gas consumers. 
Gassen behandles på terminalen før den sendes videre til det irske gassnettet, som levererer den til gassforbrukerne i Irland.
The Corrib project is a joint venture between Shell E&P Ireland Limited (45%), Statoil Exploration Ireland Limited (36.5%) and Vermilion Energy Ireland Limited (18.5%). 
Corrib-prosjektet er et samarbeid mellom Shell E&P Ireland Limited (45 prosent), Statoil Exploration Ireland Limited (36,5 prosent) og Vermilion Energy Ireland Limited (18,5 prosent).
Shell E&P Ireland Limited is the project’s operator. 
Shell E&P Ireland Limited er operatør i prosjektet.
Photo: Shell 
Foto: Shell
Statoil is assisting COSL with evacuation of the rig down to the safety crew. 
Statoil bistår COSL med å evakuere riggen ned mot sikkerhetsbemanning.
Evacuees are being flown ashore. 
Evakuerte blir fløyet til land.
A phone number for next of kin has been established in connection with the incident. 
I tilknytning til hendelsen er det opprettet et pårørende-telefonnummer.
For COSL: +47 952 69 495 (new number) 
For COSL: +47 952 69 495 (nytt nummer) .
Updates will be published on our website and via our news service. 
Oppdateringer vil bli publisert på våre nettsider og via vår nyhetstjeneste.
The semi-submersible drilling rig COSL Innovator is under contract to Statoil on the Troll field in the North Sea, west of Bergen. 
Riggen COSL Innovator arbeider for Statoil ved Troll-feltet i Nordsjøen, vest for Bergen.
The rig is now heading to shore under its own power, while evacuation takes place. 
Riggen er nå på vei til land for egen maskin, samtidig som evakueringen fullføres.
COSL and Statoil were notified at 5 pm on Wednesday 30 December that three people had been injured when a breaking wave hit COSL Innovator. 
COSL og Statoil fikk melding klokken 17 onsdag 30. desember om at tre personer ble skadd da en brottsjø traff COSL Innovator.
Statoil and COSL have mobilized their emergency response organizations. 
Statoil og COSL har mobilisert sine beredskapsorganisasjoner.
COSL Innovator is under contract to Statoil at the Troll field in the North Sea, west of Bergen. 
COSL Innovator arbeider for Statoil ved Troll-feltet i Nordsjøen, vest for Bergen.
The rig had been taken off the well as a result of the bad weather before the incident occurred. 
Riggen var tatt av brønnen som følge av det dårlige været før hendelsen skjedde.
The breaking wave also caused some damage to the rig's accommodation module. 
Brottsjøen har også medført noe skade på riggens boligmodul.
The injured persons have been flown to shore by Sea King helicopter from the Joint Rescue Coordination Centre and by one of Statoil’s own rescue helicopters. 
De skadde er flydd til land ved hjelp av et Sea King-helikopter fra hovedredningssentralen og et av Statoils redningshelikoptre.
A reception facility for evacuees has been established at Kokstad, where personnel will assist those who were on board the rig. 
På dette mottaket vil personell bistå dem som var om bord på riggen.
Specialist professionals including doctors, nurses and psychologists are on hand to assist. 
Det er blant annet leger, sykepleiere og psykologer til stede.
Two other people were injured and are receiving medical treatment ashore. 
To øvrige skadde får medisinsk behandling på land.
Statoil remains the operator and largest equity holder with a 36% interest. 
Statoil fortsetter som operatør og største eier med en andel på 36 prosent.
In addition, the application for Statoil to assume operatorship of the BM-C-33 licence in Brazil’s Campos basin has been submitted to the authorities for approval. 
I tillegg er søknaden fra Statoil om å bli operatør for BM-C-33-lisensen i Campos-bassenget i Brasil oversendt myndighetene for godkjenning.
Statoil’s acquisition of a 31% equity share in the UK licence for Alfa Sentral remains pending Repsol partner approval. 
Statoils overtakelse av en andel på 31 prosent i Alfa Sentral på britisk sokkel gjenstår, i påvente av godkjenning fra Repsols partner.
Statoil has farmed down to Repsol a 15% interest in the Gudrun field on the Norwegian Continental Shelf. 
Statoil har solgt en andel på 15 prosent i Gudrun-feltet på norsk sokkel til Repsol.
The Ministry of Petroleum and Energy has awarded five licences to Statoil in the 23rd licensing round, four as operator and one as partner. 
Olje- og energidepartementet har tildelt Statoil fem lisenser i 23. konsesjonsrunde, fire operatørskap og én partnerposisjon.
“The Norwegian continental shelf (NCS) is the core of Statoil’s business, and we are very pleased with the award in the 23rd licensing round, which will strengthen our exploration portfolio. 
– Norsk sokkel er kjernen i Statoils virksomhet og vi er veldig fornøyd med tildelingen i 23. konsesjonsrunde som styrker vår leteportefølje.
Gradually opening up new areas is crucial for us to maintain profitable and high-level production up to and beyond 2030,” says Arne Sigve Nylund, Statoil’s executive vice president for Development & Production Norway. 
Stegvis åpning av nye områder er avgjørende for at vi skal kunne opprettholde lønnsom produksjon på et høyt nivå frem mot og etter 2030, sier Arne Sigve Nylund, Statoils konserndirektør for norsk sokkel.
“We will now be able to explore a very interesting area in the Barents Sea. 
– Vi får nå anledning til å utforske et veldig interessant område i Barentshavet.
There is always uncertainty related to probability of discovery in new areas. 
Det er alltid usikkerhet knyttet til funnsannsynlighet i nye områder.
But if we make a discovery, it may involve considerable resources. 
Men hvis vi finner noe, så kan det være betydelige ressurser.
Exploring in such areas and making substantial discoveries are vital if the NCS is to maintain its production,” says Jez Averty, Statoil’s senior vice president for exploration on the NCS. 
Å lete i slike områder og gjøre vesentlige nye funn er helt nødvendig hvis norsk sokkel skal opprettholde sin produksjon, sier Jez Averty, letedirektør på norsk sokkel.
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for exploration on the NCS. 
Jez Averty, letedirektør på norsk sokkel.
“We have built on our 40 year-long history in North Norway, and our long experience from Barents Sea exploration. 
– Vi har bygget på vår 40 år lange historie i Nord-Norge og vår lange erfaring fra leting i Barentshavet.
A large Statoil team has worked for 24 months to improve this application, and I am very proud of the effort made by everyone across Statoil that has led to this award,” says Averty. 
Et stort team i Statoil jobbet i 24 måneder med å forberede denne søknaden, og jeg er veldig stolt av innsatsen til alle de som har jobbet på tvers av hele Statoil for å sikre oss en tildeling som den vi fikk i dag, sier Averty.
We expect to drill the first well already in 2017, and will cooperate with our partners to reach this goal,” says Averty. 
Vi forventer å kunne bore den første brønnen allerede i løpet av 2017 og vil jobbe med partnerne for å få dette til, sier Averty.
In the 23rd licensing round Statoil has been awarded new exploration licences in the following areas: 
I 23. konsesjonsrunde er Statoil tildelt nye utvinningstillatelser i følgende områder:
30 % share and operator for exploration licence PL859 (blocks 7335/1,2,3; 7336/1; 7434/7,8,9; 7435/9,10,11,12; 7436/10) 
30 % eierandel og operatør for utvinningstillatelse PL859 (blokkene 7335/1,2,3; 7336/1; 7434/7,8,9; 7435/9,10,11,12; 7436/10)
40 % share and operator for exploration licence PL857 (blocks 7132/1,2,3,6; 7133/1,4; 7232/10) 
40 % eierandel og operatør for utvinningstillatelse PL857 (blokkene 7132/1,2,3,6; 7133/1,4; 7232/10)
35 % share and operator for exploration licence PL855 (blocks 7324/5,6; 7325/4,5) 
35 % eierandel og operatør for utvinningstillatelse PL855 (blokkene 7324/5,6; 7325/4,5)
40 % share and operator for exploration licence PL854 (blocks 7322/3; 7323/1) 
40 % eierandel og operatør for utvinningstillatelse PL854 (blokkene 7322/3; 7323/1)
20 % share for exploration licence PL858 (blocks 7234/3, 6; 7235/1,2,3,4,5) 
20 % eierandel i utvinningstillatelse PL858 (blokkene 7234/3, 6; 7235/1,2,3,4,5)
Related page 
Relatert side
NPD press release: Announcement 23rd licensing round awards 
OED pressemelding: Tildeling av leteareal i 23. konsesjonsrunde
After this distribution, Statoil will have 2,166,133,882 outstanding shares. 
Nytt antall utestående aksjer i Statoil er etter dette 2.166.133.882.
"Overall, I'm satisfied with the modifications and with the maintenance turnaround. 
Totalt sett er jeg fornøyd med ombygging og revisjonsstans.
We're now coming back on line. 
Nå er vi i oppstartsfasen.
About 450 people were involved in the actual modification project. 
Selve ombyggingen av råoljeanlegget har involvert om lag 450 mennesker.
Raytheon Engineers & Constructors, based in the Netherlands, served as main contractor. 
Det nederlandske selskapet Raytheon Engineers & Constructors har vært hovedkontraktør for arbeidet.
The Mongstad crude oil refinery operated by Statoil near Bergen is resuming production after 28 days of extensive modifications. 
Statoils råoljeanlegg på Mongstad i Hordaland er klar for oppstart etter en 28 dagers omfattende ombygging.
"The NCS is the core of Statoil’s business and we are pleased with the awards in the APA 2015 round, which will allow us and the industry to further explore for value. 
– Norsk sokkel er kjernen i Statoils virksomhet, og vi er glade for tildelingene i TFO-runden for 2015, noe som vil gi både oss og industrien muligheten til ytterligere leting etter prospekter med høy verdi.
This award is an important contribution to replenishing our exploration portfolio and in the work to maintain the production on the NCS until 2030 and beyond,” says Jez Averty, senior vice president for NCS exploration in Statoil. 
Denne tildelingen er et viktig bidrag for å styrke vår leteportefølje, og for å opprettholde produksjonen på norsk sokkel fram mot 2030 og videre, sier Jez Averty, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
Two commitment wells are included in the work programme in areas important to Statoil. 
Tildelingen omfatter to forpliktelsesbrønner i områder som er viktige for Statoil.
Both prospects are potential tie-back opportunities to existing infrastructure – Blåmann to Goliat and Cape Vulture to Norne. 
Begge prospektene vil i tilfelle funn gi mulighet for oppkobling til eksisterende infrastruktur – Blåmann til Goliat og Cape Vulture til Norne.
The “Blåmann” prospect in the Barents Sea, where Statoil is operator with 50% participating interest and ENI and Petoro partnering with 30% and 20% respectively, has a firm well commitment to be drilled within two years of award. 
Blåmann-prospektet i Barentshavet, der Statoil er operatør med en eierandel på 50 prosent, og ENI og Petoro er partnere med andel på henholdsvis 30 og 20 prosent, inneholder en arbeidsforpliktelse om boring av en letebrønn innen to år etter tildelingen.
Jez Averty, senior vice president for NCS exploration in Statoil. 
Jez Averty, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
The “Cape Vulture” prospect is awarded as an extension of the “Norne” licence (PL128) in the Norwegian Sea in which Statoils holds a 64% interest, ENI 11.5% and Petoro 24.5%. 
Cape Vulture-prospektet tildeles som en utvidelse av Norne-tillatelsen (PL128) i Norskehavet, der Statoil har en andel på 64 prosent, ENI eier 11,5 prosent og Petoro 24,5 prosent.
Also here, the work programme comprises a firm well commitment to be fulfilled within two years of the award. 
Også her inkluderer tildelingen en arbeidsforpliktelse om boring av en letebrønn innen to år.
“The APA 2015 award is an important component of securing future activity and value creation on the NCS. 
– Tildelingene i TFO 2015 er viktige for å sikre framtidig aktivitet og verdiskaping på norsk sokkel.
In APA 2015, Statoil has been awarded new licences in all three NCS provinces: 
I TFO 2015 er Statoil tildelt nye utvinningstillatelser i alle tre provinser på norsk sokkel: