natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The gain will be accounted for in the fourth quarter of 2014. 
Gevinsten vil fremkomme av regnskapet for fjerde kvartal 2014.
Subject to government approval, the operatorship for Vega and the Vega unit will be transferred from Statoil to Wintershall. 
Med forbehold om myndighetsgodkjennelse overføres operatørskapet for Vega og Vega Unit fra Statoil til Wintershall.
The two companies expect that such operatorship transfer will take place within the end of the first quarter of 2015. 
De to selskapene forventer at overføringen av operatørskapet vil finne sted innen utgangen av første kvartal 2015.
Before the transaction 
Før trans- aksjonen
After the transaction 
Etter trans- aksjonen
Transaction 
Trans- aksjon
Operatorship 
Operatørskap
Gjøa Production licenses 153 and 153B 
Gjøa Produksjonslisens 153 og 153B
Full exit 
Fullstendig salg
Gdf Suez is operator 
Gdf Suez er operatør
Vega Production licenses 248, 248B and 090C. 
Vega Produksjonslisens 248, 248B og 090C.
Production is via subsea tieback to Gjøa installation. 
Produksjon via havbunnstilknytning til Gjøa.
Aasta Hansteen Production licenses 218 and 218 B 
Aasta Hansteen Produksjonslisens 218 og 218 B
Farm down 
Nedsalg
Statoil is operator 
Statoil er operatør
Asterix Production licenses 327 and 327 B 
Asterix Produksjonslisens 327 og 327 B
Polarled The Polarled joint venture established under the "NSGI joint venture participants" agreement dated December 21, 2012. 
Polarled Polarled JV etablert under "NSGI Joint Venture Participants"- avtalen av 21. desember 2012.
50.331% 
50.331%
37.076% 
37.076%
Exploration license 602 
Letelisens 602
Exploration license 603 
Letelisens 603
Exploration license 528 
Letelisens 528
Centrica is operator 
Centrica er operatør
Exploration license 528 B 
Letelisens 528 B
The transaction will enable Statoil to redeploy around USD 1.8 billion of capital expenditure for the period from the effective date until the end of 2020. 
Transaksjonen frigjør om lag 1,8 milliarder amerikanske dollar i investeringskostnader for perioden frem til slutten av 2020.
There is no change in the timing of the final investment decision (DG3) and production start-up (DG4), which are planned for Q4 2016 and Q4 2021, respectively. 
Det blir ingen endring i tidspunktene for endelig investeringsbeslutning (DG3) og driftsoppstart (DG4), som etter planen skal skje i henholdsvis fjerde kvartal 2016 og fjerde kvartal 2021.
The early phase of the project is extended to take full advantage of the improvement potential initiated by Statoil’s STEP (Statoil technical efficiency programme) programme and the current focus on cost efficiency within the industry. 
Prosjektets tidligfase forlenges for å utnytte fullt ut forbedringspotensialet som ligger i Statoils STEP-program (Statoil technical efficiency programme), og dagens fokus på kostnadseffektivitet i bransjen.
Profitability of a new Snorre C platform is challenging and it is important for the owners to secure quality in design and cost estimates prior to entering into FEED studies. 
Lønnsomheten i en ny Snorre C-plattform er utfordrende, og det er viktig for eierne å sørge for kvalitet i design- og kostnadsoverslag før forprosjekteringen (FEED) begynner.
Snorre 2040 background 
Fakta om Snorre 2040-prosjektet
– The Snorre oil field has been in production since 1992. 
– Oljefeltet Snorre har vært i produksjon siden 1992.
– The field has a complex reservoir, and represents one of the largest IOR (increased oil recovery) potentials on the Norwegian continental shelf. 
– Feltet har et sammensatt reservoar, og er et av feltene med størst potensial for økt oljeutvinning på norsk sokkel.
– When the plan for development and operation (PDO) was submitted, the estimated recovery rate was 25%. 
– Da planen for utbygging og drift (PUD) ble levert, var utvinningsgraden anslått til 25 prosent.
Currently 35% of the oil is produced and the estimated recovery rate from existing infrastructure is 47% by 2040. 
I dag er 35 prosent av oljen produsert, og utvinningsgraden fra dagens infrastruktur er anslått til 47 prosent innen 2040.
The Snorre partners have an ambition to increase the recovery rate to 54% by installing a new Snorre C platform and importing gas to the field. 
Partnerne i Snorre-lisensen har en ambisjon om å øke utvinningsgraden til 54 prosent ved å installere en ny Snorre C-plattform og importere gass til feltet.
The suspensions are also a result of the failed attempts to mature alternative tasks for the rigs. 
Suspensjonene er også en konsekvens av at forsøkene på å modne frem alternative oppgaver til riggene ikke har ført frem.
Statoil procurement head Jon Arnt Jacobsen. 
Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser.
“When the rig contracts were signed it was challenging to ensure sufficient rig capacity. 
- Riggkontraktene ble inngått i en tid der det var krevende å sikre nok riggkapasitet.
Today the activity is facing lower margins, a generally high cost level and subsequent lower profitability. 
Nå er aktiviteten utfordret av lavere marginer, generelt høyt kostnadsnivå og dermed svakere lønnsomhet.
It is therefore more demanding to mature profitable drilling targets,” says Statoil procurement head Jon Arnt Jacobsen. 
Det er derfor mer krevende å modne lønnsomme boremål, sier Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser.
COSL Pioneer, Scarabeo 5 and Songa Trym were initially suspended until the end of the year from 8 October, 5 October and 20 November, respectively. 
COSL Pioneer, Scarabeo 5 og Songa Trym ble i første omgang suspendert ut året fra henholdsvis 8. oktober, 5. oktober og 20. november.
COSL Pioneer will be suspended for an additional seven and a half months. 
Ytterligere sju og en halv måneders suspensjon blir lagt til for COSL Pioneer.
The suspension periods for Scarabeo 5 and Songa Trym will be extended by one and a half months and one month, respectively. 
Forlengelsen av suspensjonene på Scarabeo 5 og Songa Trym blir henholdsvis halvannen måned og én måned.
The extension period for Songa Trym may be reduced, or avoided, if acceleration of activities is achieved. 
Forlengelsen på Songa Trym kan bli kortet ned, eller unngått, dersom man lykkes i å skyve fram aktiviteter.
“I would like to emphasise that the suspensions are not related to the rig deliveries. 
- Jeg vil presisere at suspensjonene ikke har sammenheng med leveransene til riggene.
We are very pleased with the work they have done for us. 
Vi er godt fornøyd med den jobben de har gjort for oss.
These measures are necessary due to the overcapacity of rigs compared to the assignments we are prioritising. 
Dette er likevel nødvendige grep siden vi har overkapasitet av rigger i forhold til de oppdragene vi prioriterer.
This situation is unfortunate, and we are doing what we can to minimise the extent of the suspensions,” Jacobsen says. 
Det er en uheldig situasjon, og vi gjør det vi kan for å minimere omfanget av suspensjoner, sier Jacobsen.
COSL Pioneer. 
COSL Pioneer.
The permits are awarded by the New Zealand government through the 2014 Block Offer. 
Lisensene er tildelt av New Zealandske myndigheter gjennom lisensrunden 2014 Block Offer.
Statoil participates in three blocks in the East Coast and Pegasus basins as a partner, and takes on operatorship for one new permit next to existing acreage in the Reinga basin. 
Statoil deltar i tre lisenser utenfor østkysten som partner, og blir operatør for en ny lisens ved siden av tidligere tildelt areal I Reinga-bassenget.
This is in line with our exploration strategy of early access at scale and deepening existing positions,” says Erling Vågnes, Statoil’s senior vice president for exploration in the Eastern hemisphere. 
Dette er i tråd med vår letestrategi om å gå inn i store arealer i uutforskede områder og å bygge videre på eksisterende posisjoner, sier Erling Vågnes, Statoils letedirektør for østlig halvkule.
Blocks 57083, 57085 and 57087 are awarded with Chevron as operator, both companies holding a 50% working interest. 
Lisensene 57083, 57085 og 57087 er tildelt med Chevron som operatør, der begge selskapene har 50% eierandel hver.
The permits are located in the East Coast and Pegasus basins, southeast off New Zealand’s North Island. 
Lisensene ligger i East Coast- og Pegasus-bassengene, sørøst for Nordøya på New Zealand.
The permits cover more than 25,000 square kilometres and sit in water depths between 800 and 3,000 metres. 
Til sammen utgjør lisensene mer enn 25.000 kvadratkilometer på vanndyp mellom 800 og 3.000 meter.
The initial phase of the project will consist of data collection. 
I den første fasen av prosjektet vil det foregå datainnsamling.
Block 57057 is awarded to Statoil with a 100% working interest. 
Lisens 57057 er tildelt Statoil med 100% eierandel.
It is located in the Reinga basin offshore Northland, adjacent to Statoil’s existing exploration acreage. 
Den ligger i Reinga-bassenget, utenfor Northland-regionen, inntil Statoil’s eksisterende leteareal.
The permit covers sits approximately 100 kilometres offshore and covers an area of 1,670 square kilometres in water depths of around 1,500 metres. 
Lisensen ligger om lag 100 kilometres fra land og dekker et område på 1.670 kvadratkilometer på rundt 1.500-meters vanndyp.
Statoil has committed to acquire 200 line kilometres of 2D seismic data within the permit. 
Statoil har forpliktet seg til å hente inn 200 linjekilometer med 2D-seismikk i lisensen.
Statoil entered New Zealand through the 2013 Block Offer, with the award of petroleum exploration permit 55781 in the Reinga basin. 
Statoil gikk inn i New Zealand gjennom fjorårets lisensrunde 2013 Block Offer, der selskapet ble tildelt letelisens 55781 i Reinga-bassenget.
New Zealand map 2014 block offer GIF 1 MB 
New Zealand kart 2014 block offer GIF 1 MB
Erling Vågnes, Statoil’s senior vice president for exploration in the Eastern hemisphere. 
Erling Vågnes, Statoils letedirektør for østlig halvkule.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,564,576 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 10.564.576 aksjer.
Being organised by the UN Development Programme (UNDP), this project is receiving NOK 500,000 from the Statoil subsidiary. 
Et menneskerettighetsprosjekt i regi av FNs utviklingsprogram, UNDP, får 500.000 kroner av Statoil Venezuela.
Amnesty International and the independent state agency which appoints and trains Venezuelan judges is also involved in the educational venture. 
Også Amnesty International og det uavhengige myndighetsorganet som utnevner og trener dommere i landet er med i prosjektet.
The cooperation agreement was signed on 26 May, and the first phase is due to start during the autumn. 
Samarbeidsavtalen ble undertegnet 26. mai.
It will be led by specialists in international law. 
Opplæringen skal ledes av spesialister på internasjonal rett.
All Venezuelan judges and public defenders will undergo the course during the next two phases. 
I de to neste fasene skal alle venezuelanske dommere og offentlige forsvarere kurses i menneskerettigheter.
The aim is to enhance expertise about human rights in the legal system and thereby prevent the breaches of international law and rules which occur in the Latin American country. 
Hensikten med prosjektet er å øke kompetansen om menneskerettigheter i justisvesenet og derved demme opp for de brudd som skjer i henhold til internasjonale lover og regler i Venezuela.
"Venezuela's new government is reforming the judicial system to strengthen the legal rights of its citizens," explains Staffan Riben, president of Statoil Venezuela. 
"Den nye regjeringen i Venezuela er i ferd med å reformere rettsystemet og dermed styrke rettssikkerheten for den enkelte innbygger.
"This represents an important step in the right direction." 
Dette er et viktig skritt i riktig retning," sier Staffan Riben, president for Statoil Venezuela.
He adds that the company wants to show its own employees, partners and the national authorities that it takes human rights seriously. 
Han legger til at Statoil Venezuela vil vise egne ansatte, partnere og de venezuelanske myndigheter at selskapet tar menneskerettighetene på alvor.
"So we're not only supporting this UN project, but also ensuring that our personnel, partners and suppliers understand the importance of respecting such rights and living up to them in their everyday operations." 
"Vi vil derfor ikke bare støtte dette FN-prosjektet, men også sikre at våre ansatte, våre partnere og leverandører forstår betydningen av å respektere menneskerettighetene og leve opp til dette i deres daglige virksomhet," sier Riben.
Anne Kristin Sydnes, vice president for national risk and human rights in Statoil, welcomes this move by the Venezuelan subsidiary to demonstrate that it takes its social responsibilities seriously. 
Anne Kristin Sydnes, direktør med ansvar for landsrisiko og menneskrettigheter i Statoil, synes det er flott at Statoil Venezuela på denne måten demonstrerer at de tar sitt samfunnsmessige ansvar på alvor.
"This programme is a pilot project, and as such represents a new model for collaboration between industry, the UN, Amnesty and the authorities. 
"Dette prosjektet er et pilotprosjekt og dermed et eksempel på en ny samarbeidsform mellom næringslivet, FN, Amnesty og myndighetene.
Representatives for the Venezuelan authorities also expressed their support for the venture at the press conference. 
Også representanter for den venezuelanske regjeringen gir sin støtte til prosjektet.
A UN programme being backed by Statoil Venezuela aims to give the country's judges and public defenders a grounding in human rights. 
Statoil Venezuela støtter et treningsprogram i regi av FN som skal gi dommere og offentlige forsvarere i landet opplæring i menneskerettigheter.
Anfinnsen, Tor Martin 
Anfinnsen, Tor Martin
NOK 141.32 
NOK 141,32
NOK 166.47 
NOK 166,47
2,241 
2 241
9,332 
9 332
Johannessen, Morten Sven 
Johannessen, Morten Sven
3,531 
3 531
NOK 160.24 
NOK 160,24
19,861 
19 861
1,204 
1204
Mathieu, Philippe François 
Mathieu, Philippe François
7,049 
7 049
558 
558
Following this, the share saving plan has 10,155,249 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 10.155.249 aksjer.
(Photo: Ole Jørgen Bratland, Statoil) 
(Foto: Ole Jørgen Bratland)
The plan for development and operation (PDO) was submitted to the authorities today, 16 December. 
Plan for utbygging og drift (PUD) ble levert til myndighetene i dag, 16. desember.
“We are pleased about the investment decision we have made that will extend the period of profitable production on the Gullfaks A platform. 
– Vi er glad for å ha tatt en investeringsbeslutning som vil forlenge perioden med lønnsom produksjon på Gullfaks A-plattformen.
By using existing infrastructure and standardized solutions we are able to create great value for our owners,” says Ivar Aasheim, senior vice president for field development on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Ved å utnytte eksisterende infrastruktur og ta i bruk standardiserte løsninger klarer vi å skape store verdier for våre eiere, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
“Statoil is currently implementing a major improvement effort to reduce costs and increase profitability to secure longterm activity and value creation on the NCS. 
– Statoil gjennomfører nå et omfattende forbedringsarbeid for å få ned kostnader og øke lønnsomheten for å ivareta langsiktig aktivitet og verdiskaping på norsk sokkel.
The Gullfaks Rimfaks valley is a good example of this work,” underlines Aasheim. 
Gullfaks Rimfaksdalen er et godt eksempel på dette, understreker Aasheim.
Gas and condensate will be transported in existing pipeline for processing in the gas processing facility at Kårstø north of Stavanger. 
Gass og kondensat blir transportert i eksisterende rørledning for behandling på gassprosesserings-anlegget på Kårstø i Rogaland.
The processed gas is transported to markets on the European continent. 
Derfra eksporteres gassen til markeder på kontinentet.
Kjetil Hove, senior vice president for the operations west cluster in Development and Production Norway (DPN). 
Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og produksjon Norge.
“Production from the Gullfaks Rimfaks valley helps secure jobs and value creation from the Gullfaks field and throughout the whole value chain beyond 2030,” says Kjetil Hove, senior vice president for the operations west cluster in Development and Production Norway (DPN). 
– Produksjonen fra Gullfaks Rimfaksdalen bidrar til å sikre arbeidsplasser og verdiskapning fra Gullfaks-feltet og i hele verdikjeden utover 2030, sier Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og produksjon Norge.
The investment costs of the Gullfaks Rimfaks valley development are estimated at 4.6 billion 2014 NOK. 
Investeringskostnadene for Gullfaks Rimfaksdalen er estimert til 4,6 milliarder 2014-kroner.
The Gullfaks Rimfaks valley development will consist of a standard subsea template with two simple gas production wells, and possibilities of connecting two more wells. 
Gullfaks Rimfaksdalen skal bygges ut med en standard havbunnsramme med to enkle gassproduksjonsbrønner, med mulighet for tilknytning av ytterligere to brønner.
The well stream will be connected to the existing pipeline to the Gullfaks A platform. 
Brønnstrømmen skal kobles opp mot eksisterende rør til Gullfaks A-plattformen.
The Gullfaks Rimfaks valley is one of Statoil’s fast track projects, aiming at realising resources quickly and cost-efficiently by for example using existing infrastructure while it is still available. 
Gullfaks Rimfaksdalen er ett av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter, hvor målet er å realisere ressurser raskt og billig, blant annet gjennom å benytte eksisterende infrastruktur mens den ennå er tilgjengelig.
Production start is scheduled for the first quarter of 2017. 
Produksjonen skal etter planen starte i første kvartal 2017.
The licence partners are Statoil (operator) (51%), Petoro (30%) and OMV (19%).​​​​​​​​​​​​​​​​​​​ 
Partnere er Statoil (operatør) (51 prosent), Petoro (30) og OMV (19).​
Photo of Ivar Aasheim and Tord Lien (Photo: Ole Jørgen Bratland/Statoil) JPG 6 MB 
Foto av Ivar Aasheim og Tord Lien (Foto: Ole Jørgen Bratland/Statoil) JPG 6 MB
Ivar Aasheim, head of field development on the NCS, submitted the PDO for the Gullfaks Rimfaks valley development to Norway’s minister of petroleum and energy Tord Lien today, 16 December. 
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel, overleverte PUD for Gullfaks Rimfaksdalen til olje- og energiminister Tord Lien i dag, 16.desember.
Gunnar Breivik, managing director for Statoil Production UK. 
Gunnar Breivik, administrerende direktør for Statoil Production UK.
(Photo: Ross Johnston, AP/Statoil) 
(Foto: Ross Johnston, AP/Statoil)
From its Aberdeen base, Schlumberger will deliver all the main drilling and well services for Mariner, including drilling, completion, electrical submersible pumps (ESPs), cement and fluids. 
Fra sin base i Aberdeen skal Schlumberger levere alle de viktigste bore- og brønntjenestene for Mariner, blant annet boring, komplettering, ESP-pumper, sement og væsker.
A total of 22 drilling and well services are included in the scope, including a logistics support responsibility that goes beyond the normal scope for similar Statoil contracts. 
Til sammen 22 bore- og brønntjenester inngår i kontrakten, som også inkluderer et ansvar for logistikkstøtte som går utover arbeidsomfanget for lignende Statoil-kontrakter.
The contract will commence in January 2015 and has a duration of four years, plus options for several additional four-year periods. 
Kontrakten trer i kraft i januar 2015, og har en varighet på fire år, med opsjon på ytterligere fireårsperioder.
The Mariner field, located approximately 150 kilometres east of the Shetland Isles, is currently under development by operator Statoil and its co-venturers JX Nippon and Dyas. 
Mariner-feltet, som ligger omkring 150 kilometer øst for Shetlandsøyene, bygges nå ut av operatøren Statoil og partnerne JX Nippon og Dyas.
Mariner is the largest field development on the UKCS in more than a decade, and will be in production for at least 30 years. 
Mariner er den største feltutbyggingen på britisk sokkel på mer enn ti år, og vil være i drift i minst 30 år.
Drilling is planned to start in 2016 with production start-up following in 2017. 
Borestart planlegges i 2016, og produksjonsstart følger i 2017.
The main Mariner platform will have one drilling rig and one well intervention and completion unit. 
Hovedplattformen på Mariner vil omfatte en borerigg og en brønnintervensjons- og kompletteringsenhet.
In addition, a new-build jack-up rig will be located next to the Mariner installation, working through well slots on the platform for the first four years. 
I tillegg vil en nybygd oppjekkbar rigg være plassert ved Mariner-installasjonen, og arbeide gjennom brønnslissene på plattformen de første fire årene.
Over the field’s lifetime as many as 130 well targets are planned. 
Gjennom feltets levetid er så mange som 130 brønnmål planlagt.
“The aim for this contract is a long-term partnership with a performance-based compensation format rewarding actual performance — metres drilled and completed — rather than usage of time and material. 
– Målet for denne kontrakten er et langsiktig samarbeid med et prestasjonsbasert kompensasjonsformat som belønner faktisk ytelse – antall meter som er boret og komplettert, i stedet for anvendt tid og materialer.
Together we will now establish an integrated operations team in our Aberdeen office, working closely with both the service supplier and the drilling contractor Odfjell and rig contractor Noble to plan and optimise operations. 
Sammen vil vi nå etablere et integrert lag på Aberdeen-kontoret vårt, og samarbeide nært med både tjenesteleverandøren, borekontraktoren Odfjell og riggkontraktoren Noble for å planlegge og optimalisere virksomheten.
We will work side by side to meet the challenges in the market, driving performance, creating value and dividing risk,” says Breivik. 
Vi vil arbeide side om side for å møte utfordringene i markedet, fremme gode prestasjoner og dele risiko, sier Breivik.
The contract with Schlumberger also includes options for Bressay, another Statoil-operated field on the UKCS, currently in the concept evaluation phase. 
Kontrakten med Schlumberger omfatter også opsjoner i forhold til Bressay, et annet Statoil-operert felt på britisk sokkel, som nå er i konseptevalueringsfasen.
Furthermore, it will also work as a framework agreement for exploration drilling on UKCS where Statoil has the option to use Schlumberger for any of the drilling and well services covered by the scope of the contract. 
Videre vil den fungere som en rammeavtale for leteboring på britisk sokkel der Statoil har opsjon på å bruke Schlumberger for bore- og brønntjenester som inngår i arbeidsomfanget i Mariner-kontrakten.
“This is a very significant agreement for the Mariner project, and the result of an innovative, new procurement approach, where the supplier will work as an integrated part of the Statoil team delivering most of the drilling and well services on the Mariner field,” says managing director for Statoil Production UK, Gunnar Breivik. 
– Dette er en meget viktig avtale for Mariner-prosjektet, og et resultat av en innovativ ny anskaffelsesprosess der leverandøren skal arbeide som en integrert del av Statoil-teamet og levere de fleste bore- og brønntjenester på Mariner-feltet, sier administrerende direktør for Statoil Production UK, Gunnar Breivik.
The investment in Lundin Petroleum will increase Statoil’s indirect exposure to core assets on the Norwegian Continental Shelf (“NCS”). 
Investeringen i Lundin Petroleum vil øke Statoils indirekte eksponering i sentrale felt på norsk sokkel.
“We consider this a long term shareholding. 
– Vi ser på dette som en langsiktig investering.
The Norwegian Continental Shelf is the backbone of Statoil’s business, and this transaction indirectly strengthens our total share of the value creation from core, high value assets on the NCS, ” says Eldar Sætre, president and CEO of Statoil ASA. 
Norsk sokkel er ryggraden i Statoils virksomhet, og denne transaksjonen styrker indirekte vår andel av verdiskapingen fra sentrale og attraktive felt på norsk sokkel, sier Eldar Sætre, konsernsjef i Statoil.