natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Transocean Arctic has started drilling an exploration well in the Erlend structure five kilometres west of the Kristin field on the Halten Bank. 
Transocean Arctic har startet boringen av en letebrønn i Erlend-strukturen fem kilometer vest for Kristin-feltet på Haltenbanken.
The purpose of the drilling is to prove gas and condensate in the northern part of the Erlend structure. 
Formålet med boringen er å påvise gass og kondensat i den nordlige delen av Erlend-strukturen.
(Photo: Eli Skjæveland Tengesdal) 
(Foto: Eli Skjæveland Tengesdal)
In the morning of 18 February 2015 noise and vibrations were reported on Gudrun. 
Om morgenen 18. februar 2015 ble det registrert støy og vibrasjoner på Gudrun.
Shortly afterwards hydrocarbons were confirmed in the process module. 
Etter kort tid ble det bekreftet hydrokarboner i prosessmodulen.
Condensate had leaked from the pipeline and resulted in gas distribution. 
Kondensat hadde lekket ut og medført spredning av gass.
The volume of condensate from the leak is estimated to 4 cubic metres. 
Totalmengden kondensat som kom fra lekkasjestedet er estimert til 4 kubikkmeter.
A gas leak of this size represents a major incident potential if ignited. 
Lekkasjer av denne størrelsen har storulykkepotensial hvis de antennes.
Øystein Arvid Håland, senior vice president of safety and sustainability of Development and Production Norway. 
Øystein Arvid Håland, direktør for Sikkerhet- og bærekraft i Undersøkelse og Produksjon Norge (UPN).
Level valve 
Nivåreguleringsventil
Based on material technical investigations the crack was the result of fatigue and overload. 
Materialtekniske undersøkelser viser at bruddet oppstod som følge av utmatting og overbelastning.
An under-dimensioned level valve led to vibrations in the valve itself and in the surrounding piping system during regular plant operation. 
Valg av en underdimensjonert nivåreguleringventil skapte vibrasjoner i selve ventilen og i rørsystemet rundt under normal drift av anlegget.
The vibrations resulted in loss of level valve control. 
Vibrasjonene førte til at en mistet styringen på nivåreguleringsventilen.
No material defects, metallurgical irregularities or welding defects have been proven. 
Det er ikke påvist materialfeil, metallurgiske uregelmessigheter eller sveisefeil.
Bente Aleksandersen, senior vice president of the operations south cluster of Development and Production Norway. 
Bente Aleksandersen, områdedirektør i Drift Sør i Undersøkelse og Produksjon Norge (UPN).
(Photo: Ivar Langvik) 
Det samme gjorde trykkavlastning og nødavstenging.
“I am glad that no one was physically injured,” says Bente Aleksandersen, senior vice president of the operations south cluster of Development and Production Norway. 
– Jeg er glad for at ingen ble fysisk skadet.
When the leak occurred, the emergency response system functioned as intended.” 
Anlegget er nå i normal drift.
Statoil investigation report Gudrun condensate leak 18 February 2015 PDF 4 MB 
Gudrun granskingsrapport kondensatlekkasje 18 februar 2015 PDF 4 MB
The Gudrun platform in the North Sea. 
Gudrun-plattformen i Nordsjøen.
An installation on the 130,000-tonne Navion Viking re-condenses volatile organic compounds (VOCs) and conducts the resulting liquid to the engines. 
Under lasting og transport av olje i tankskip skjer det en avdamping av hydrokarboner fra skipstanker til omgivelsene.
The idea behind this technology has been developed by Statoil's research centre in cooperation with Danish engine-builder MAN B&W Diesel. 
Ideen bak teknologien er utarbeidet av Statoils forskningssenter i samarbeid med den danske motorfabrikken MAN B&W Diesel.
"It's positive when the oil industry joins forces to help Norway meet its international commitment to reduce national emissions of VOCs," comments Øyvind Lund, Statoil's project manager for the VOC Fuel programme. 
"Det positive er at oljeindustrien går sammen for å redusere utslipp av oljedamp, slik at Norge kan møte sine internasjonale forpliktelser," sier Øyvind Lund, Statoils leder i VOC-prosjektet.
Together with a number of other countries, Norway has ratified an international treaty to cut the amount of hydrocarbon vapour it releases to the atmosphere by 30 per cent between 1989 and 1999. 
Norge har sammen med flere andre land sluttet seg til en internasjonal avtale om å redusere utslipp av VOC-gassene med 30 prosent fra 1989 til 1999.
Mr Lund emphasises that recovering this vapour can also provide substantial financial savings in addition to the environmental gain. 
Lund understreker at gjenvinning av VOC også kan gi store økonomiske besparelser i tillegg til miljøgevinsten.
A single loading operation on Statfjord with a vessel of Navion Viking's size, for instance, can release as much as 150-200 tonnes of VOCs. 
Han viser til at én enkelt lasteoperasjon på Statfjord-feltet til et skip av Navion Vikings størrelse kan avgi så mye som 150-200 tonn oljedamp.
The new system can recover 70 per cent of this total, corresponding to 1,500 tonnes of bunkers oil per year. 
Ved å ta i bruk det nye utstyret kan 70 prosent av dampen omdannes og erstatte 1500 tonn tungoljedrivstoff på ett år.
"We can replace up to 92 per cent of the heavy fuel oil burnt today with recovered VOCs," Mr Lund notes. 
"Vi kan erstatte opptil 92 prosent av den tungoljen som nå brukes til drivstoff med VOC.
"That means each vessel can save NOK 3-5 million in annual bunkers costs. 
Det betyr at hvert skip kan spare mellom tre og fem millioner kroner i drivstoffutgifter per år," sier han.
The world's first shuttle tanker designed to run on fuel recovered from vapour given off by its cargo is due to set sail from Moss south of Oslo today (4 June). 
I dag seiler verdens første bøyelaster som er utstyrt for å kunne bruke gjenvunnet oljedamp som drivstoff ut fra havna i Moss i Østfold.
Following this, the share saving plan has 8,704,071 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 8.704.071 aksjer.
Statoil will be the operator with 85% equity with the Empresa Nicaraguense del Petroleo (Petronic) participating with the remaining equity. 
Statoil skal være operatør med en eierandel på 85 prosent, mens Empresa Nicaraguense del Petroleo (Petronic) vil eie den resterende andelen.
“Offshore the Nicaraguan Pacific is virtually untested and the awards of new acreage in this frontier area are in line with our exploration strategy of access at scale. 
– Havområdet utenfor Nicaragua er praktisk talt uutforsket, og tildelingen av nytt areal i dette området er i tråd med vår letestrategi om tilgang i stor skala.
This is a long-term opportunity with high subsurface uncertainty, but with impact potential. 
Dette er en langsiktig mulighet med betydelig usikkerhet knyttet til undergrunnen, men med stort potensial.
This position strengthens and develops a wide set of the optionality in Statoil’s long-term international portfolio”, says Nick Maden senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
Denne posisjonen øker valgmulighetene i Statoils langsiktige internasjonale portefølje, sier Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
The licence awards represent a country entry for Statoil into Nicaragua. 
Tildelingen av lisensene i Nicaragua innebærer inntreden i et nytt land for Statoil.
Statoil enters in an early exploration phase and with a step-wise exploration programme. 
Selskapet går inn i landet i en tidlig letefase med et trinnvis leteprogram.
The initial work commitments during the first exploration phase of 2 1/ 2 years include re-processing of 2D seismic, acquisition of new 2D seismic data and geology and geophysics (G&G) studies. 
De første arbeidsforpliktelsene i den første letefasen på to og et halvt år omfatter en reprosessering av todimensjonale seismiske data, innsamling av nye 2D-data samt geologisk og geofysisk arbeid.
The information obtained from the initial studies and seismic survey will form the decision basis for Statoil’s next steps in the licences. 
Statoil vil beslutte neste trinn i arbeidet etter å ha vurdert informasjonen fra de første studiene og seismikkinnsamlingen.
Statoil licences Nicaragua GIF 1 MB 
Statoil-lisenser Nicaragua GIF 1 MB
The licences cover an area of about 16,000 km2 in the largely unexplored Sandino Basin. 
Lisensene dekker et område på om lag 16.000 km2 i det i lite utforskede Sandino-bassenget.
Tor Martin Anfinnsen, senior vice president of Marketing and Trading in Statoil. 
Tor Martin Anfinnsen, direktør for markedsføring og handel i Statoil.
“We are very happy to have made this agreement with SSE. 
– Vi er veldig glade for å ha gjort denne avtalen med SSE.
Being the second largest supplier of gas and electricity in the UK, SSE is a significant player in a market that is very important to Statoil. 
Som den neste største leverandøren av gass og elektrisitet i Storbritannia, er SSE en betydelig aktør i et marked som er veldig viktig for Statoil.
The agreement with SSE is another confirmation of Statoil’s position as a long term reliable supplier of gas to the UK”, says Tor Martin Anfinnsen, senior vice president of Marketing and Trading in Statoil. 
Dette er enda en bekreftelse på Statoils posisjon som en pålitelig og langsiktig leverandør av gass til Storbritannia, sier Tor Martin Anfinnsen, direktør for markedsføring og handel i Statoil.
On 13 May Statoil and Centrica announced a gas supply agreement that takes Statoil’s total supply to Centrica for the 10 year period 2015 - 2025 up to 7.3 bcm/y. 
13. mai i år annonserte Statoil og Centrica en gassalgsavtale som øker Statoils totale gassforsyning til Centrica for 10-årsperioden 2015-2025 til 7,3 milliarder kubikkmeter i året.
Britain needs around 70 bcm of natural gas each year to heat homes and businesses and to generate electricity. 
Storbritannia har behov for rundt 70 milliarder kubikkmeter naturgass hvert år til oppvarming av hjem og forretningsbygg, og for å produsere strøm.
Statoil’s long term supply agreements with SSE and Centrica represents almost 15% of UK gas demand and will deliver sufficient gas to meet the needs of nearly 8.5 million British homes every year. 
Statoils langsiktige forsyningsavtaler med SSE og Centrica utgjør nesten 15 prosent av Storbritannias gassbehov og dekker forbruket til nærmere 8,5 millioner britiske hjem.
Contact: Ola Anders Skauby +47 90598519 oaska@statoil.com 
Kontakt: Ola Anders Skauby +47 90598519 oaska@statoil.com
Starting on 1 October 2015, the gas supplied from the six year deal, originally announced in October 2014, will increase from ca. 0.5 billion standard cubic metres per year (bcm/y) to ca. 2.5 bcm/y. 
Med virkning fra 1. oktober 2015 vil gassvolumene i 6-årsavtalen som først ble annonsert i oktober 2014, økes fra rundt 0,5 til milliarder standardkubikkmeter nærmere 2,5 milliarder standardkubikkmeter per år.
Major oil and gas companies BG Group plc, BP plc, Eni S.p.A., Royal Dutch Shell plc, Statoil ASA and Total SA, today announced their call to governments around the world and to the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) to introduce carbon pricing systems and create clear, stable, ambitious policy frameworks that could eventually connect national systems. 
Olje- og gasselskapene BG Group plc, BP plc, Eni S.p.A., Royal Dutch Shell plc, Statoil ASA og Total SA kunngjorde i dag en oppfordring til verdens regjeringer og FNs klimakonvensjon (UNFCCC) om å innføre et karbonprisingssystem og klare, stabile, ambisiøse politiske rammer som kan forbinde nasjonale systemer.
These would reduce uncertainty and encourage the most cost effective ways of reducing carbon emissions widely. 
Dette vil redusere usikkerheten og fremme de mest kostnadseffektive løsningene for omfattende utslippsreduksjon.
Statoil CEO Eldar Sætre. 
Statoils konsernsjef Eldar Sætre.
(Photo: Harald Pettersen) 
(Foto: Harald Pettersen
“Our industry faces a challenge: we need to meet greater energy demand with less CO2. 
– Bransjen vår står overfor en utfordring: vi må møte en større energietterspørsel med mindre CO2.
We are ready to meet that challenge and we are prepared to play our part. 
Vi er klare for å møte den utfordringen og gjøre vår del.
We firmly believe that carbon pricing will discourage high carbon options and reduce uncertainty that will help stimulate investments in the right low-carbon technologies and the right resources at the right pace. 
Vi mener bestemt at karbonprising vil motvirke alternativer med høyt karboninnhold og redusere usikkerhet, noe som vil bidra til å stimulere investeringer i de rette lavkarbonteknologiene og rett ressurser med rett tempo.
The chief executives have also today sent an additional letter to the media, setting out this position on carbon pricing and also the role that natural gas can play in reducing carbon emissions. 
Konsernsjefene har i dag også sendt et brev til media, der de presenterer holdningen sin til karbonprising og rollen som naturgass kan spille for å redusere karbonutslipp.
The letters to the UNFCCC Executive Secretary and the President of the COP21 and to the media are both attached in full below. 
Brevene til lederen av FNs klimasekretariat (UNFCCC) og lederen av klimatoppmøtet (COP21) og til media er vedlagt i sin helhet.
BP: David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com 
BP: David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com
Eni: Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com 
Eni: Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com
Shell: International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com 
Shell: International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com
Statoil: Jannik Lindbaek Jr +47 97 755 622 jljr@statoil.com 
Statoil: Jannik Lindbæk Jr +47 97 755 622 jljr@statoil.com
Total: Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com 
Total: Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com
Letter on the Role of Gas and Carbon Pricing to media PDF 319 kB 
Kronikk Gassens rolle PDF 54 kB
Paying for Carbon letter PDF 527 kB 
Paying for Carbon letter PDF 527 kB
With this unprecedented joint initiative, the companies recognise both the importance of the climate challenge and the importance of energy to human life and well-being. 
Initiativet fra selskapene bygger på en erkjennelse av klimautfordringene og betydningen av energi for økonomisk utvikling og velferd.
Energy Perspectives 2015 PDF 1 MB 
Energy Perspectives 2015 PDF 1 MB
The contract includes engineering, procurement and construction (EPC) of the topside for the Johan Sverdrup utility and living quarters platform. 
Avtalen omfatter ingeniørarbeid, innkjøp og bygging (EPC) av dekket til utstyr- og boligplattformen på Johan Sverdrup.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling in Statoil. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
The utility and living quarters platform consists of two modules, one utility module and one accommodation module. 
Utstyr- og boligplattformen består av to moduler, en utstyrsmodul og en boligmodul.
Fabrication of the utility module will be done by subcontractors in Poland under management of Kvaerner and completed at Stord Norway. 
Utstyrsmodulen skal bygges av underleverandører i Polen under Kværners ledelse og ferdigstilles på Stord.
KBR will carry out engineering and procurement of equipment for the utility module. 
KBR skal utføre prosjektering og innkjøp av utstyr til utstyrsmodulen.
The accommodation module will be constructed at Apply Leirvik’s yard in Stord Norway and in Emtunga Sweden. 
Boligmodulen skal bygges hos Apply Leirvik på Stord og i Emtunga Sverige.
The topside modules will be assembled at Kvaerner Stord. 
Plattformdekket skal sammenstilles på Kværner Stord.
The Contract also includes an option for commissioning assistance and offshore hook-up for the platform 
Kontrakten inkluderer også en opsjon for offshore oppkopling og assistanse under uttesting av utstyr- og boligplattformen.
“So far the Norwegian supplier industry has won the main Johan Sverdrup contracts. 
– Så langt har norsk leverandørindustri vunnet hovedkontraktene på Johan Sverdrup-prosjektet.
It is good to see that Statoil and the suppliers jointly are about to break the cost curve to ensure competitive force in a tough time for the whole industry,” says Øvrum. 
Det er godt å se at Statoil og leverandørene sammen er i ferd med å knekke kostnadskurvene for å sikre konkurransekraft i en tøff tid for hele industrien, sier Øvrum.
The utility and living quarters platform will be completed in the first quarter in 2019 for installation at the Johan Sverdrup field by use of the world’s largest heavy-lift vessel Pioneering Spirit. 
Utstyr- og boligplattformen skal ferdigstilles i første kvartal 2019 for installasjon på Johan Sverdrup-feltet med verdens største løftefartøy «Pioneering Spirit».
In addition to accommodation, all field production control and monitoring activities will be carried out in the control room on the utility and living quarters platform. 
I tillegg til innkvartering vil all kontroll og overvåkning av produksjonen fra feltet skje fra kontrollrommet på utstyrs- og boligplattformen.
The platform will also contain central support systems for the field centre, such as emergency power, firewater systems, diesel, heat recovery and freshwater production. 
Plattformen vil også inneholde sentrale støttesystemer til feltsenteret, som nødkraft, brannvannsystemer, diesel, varmegjenvinning og ferskvannsproduksjon.
Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup field. 
Øivind Reinertsen direktør for Johan Sverdrup-feltet.
“The Johan Sverdrup project is one of the largest industrial projects in several decades in Statoil and on the NCS,” says Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup field. 
– Johan Sverdrup-prosjektet er et av de største industriprosjekter på flere tiår for Statoil og norsk sokkel.
“On plateau, production will account for 25% of all Norwegian oil and gas production. 
På platå vil produksjonen utgjøre 25 prosent av den samlede olje og gassproduksjonen på norsk sokkel.
The investment costs in the first phase of the Johan Sverdrup development are estimated at around 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 living quarters 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 platforms will be interlinked by gangways. 
Plattformene knyttes sammen med gangbroer.
The ambition is a recovery rate of 70% for Johan Sverdrup. 
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent for Johan Sverdrup.
The Johan Sverdrup licensees are Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap and Maersk Oil. 
Johan Sverdrup-partnerskapet består av Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap og Maersk Oil.
The partners have recommended Statoil as operator for all field phases. 
Partnerskapet har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltet.
This contract award is subject to approval of the plan for development and operation of the Johan Sverdrup field by the Norwegian parliament (Storting) in 2015. 
Denne kontraktstildelingen tar forbehold om godkjenning av Plan for Utbygging og Drift for Johan Sverdrup feltet i Stortinget i 2015.
The contract is worth about NOK 300 million. 
Kontrakten er verdt om lag 300 millioner kroner.
Work involves laying a 150-kilometre-long gas trunkline from the Kvitebjørn platform to the receiving terminal at Kollsnes near Bergen. 
Arbeidet omfatter legging av en 150 kilometer lang gassrørledning fra Kvitebjørn-plattformen til mottaksanlegget på Kollsnes i Hordaland.
The oil pipeline will be 90 kilometres long. 
Oljerøret blir 90 kilometer langt.
It will run from Kvitebjørn and will be tied into the Troll Oil Pipeline II, which carries oil to the terminal at Mongstad near Bergen. 
Det skal gå fra Kvitebjørn, og kobles på Troll Oljerør 2 som går til Mongstad i Hordaland.
Jostein Breivik, project manager for the Kvitebjørn pipelines, reports that pipelaying will take place during the spring and summer of 2003. 
Jostein Breivik, som er prosjektleder for rørledningene i Kvitebjørn-prosjektet, opplyser at rørleggingen skal gjennomføres våren og sommeren 2003.
The gas and oil lines will be manufactured in Italy and the UK respectively and they are due to be delivered on 1 December this year. 
Rørene til Kvitebjørn gass- og oljerør produseres i henholdsvis Italia og England, og skal leveres innen 1. desember i år.
On behalf of its partners in the Kvitebjørn licence, Statoil has awarded Allseas Marine Contractors the contract to install pipelines for transport of gas and light oil from the Kvitebjørn field in the North Sea. 
Statoil har på vegne av partnerskapet i Kvitebjørn-lisensen tildelt Allseas Marine Contractors oppdraget med å installere rørledningene som skal transportere gass og lettolje fra Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen.
These comprise two identical compressor trains weighing 1,500 tonnes each. 
Disse utgjør to identiske kompressortog som hver veier 1 500 tonn.
A special handling system makes the installation work safer and more efficient on the Åsgard field. 
Løftesystemet på båten, såkalt special handling system (SHS) gjør installasjonsarbeidet sikrere og mer effektivt
During the summer this unique technology will be put in place in the large subsea frame that was installed on the field in summer 2013. 
Denne unike teknologien skal i løpet av sommeren settes på plass i den store havbunnsrammen som ble installert på feltet sommeren 2013.
The installation work is being carried out by the North Sea Giant vessel, which was rebuilt for the purpose. 
Installasjonsarbeidet gjennomføres av fartøyet North Sea Giant som er ombygd for formålet.
All the modules are provisionally stored at Vestbase in Kristiansund, from where they are shipped following commissioning and testing in Egersund. 
Samtlige moduler mellomlagres på Vestbase i Kristiansund, dit de blir fraktet etter ferdigstilling og uttesting i Egersund.
Safety and efficiency with a special crane 
Sikkert og effektivt med spesialkran
The modules comprising the subsea gas compression plant vary in size. 
Modulene som utgjør havbunns gasskompresjonsanlegget varierer i størrelse.
The smallest modules are being installed via the vessel's so-called "moonpool", a large opening in the bottom of the hull through which the modules are lowered. 
De minste modulene installeres gjennom fartøyets såkalte «moonpool», en stor åpning midt i skrogbunnen som modulene senkes ned gjennom.
Modules with a maximum weight of up to 70 tonnes can be installed in this way. 
Moduler med en maksimalvekt på opptil 70 tonn kan installeres på denne måten.
Several of the modules to be installed in the subsea plant are too large to be lowered through the ship's moonpool. 
Flere av modulene som skal installeres i anlegget på havbunnen er for store til å bli senket ned gjennom skipets moonpool.
Thus, the ship's crane system has been modified to incorporate a so-called special handling system (SHS). 
Derfor er skipets kransystem modifisert til et såkalt special handling system (SHS).
This lifting system is designed to carry a load of up to 420 tonnes and can operate in up to nine-metre high waves. 
Dette løftesystemet er designet for en last på inntil 420 tonn, og kan opereres i opptil ni meter høye bølger.
Each module is lowered into the sea via a crane and guided into place with a ROV and cables. 
Hver enkelt modul senkes ned i havet ved hjelp av kranen og styres på plass i rammen ved hjelp av ROV-er og vaiere.
"This crane system makes the installation work safer and more efficient. 
– Dette kransystemet gjør installasjonsarbeidet sikrere og mer effektivt.