natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Cancellation is a consequence of overcapacity in the rig portfolio.” 
Kanselleringen er en konsekvens av overkapasitet i riggporteføljen, sier han.
(Photo: Øyvind Hagen / Statoil) 
(Foto: Øyvind Hagen / Statoil)
On 1 June 2016, Statoil agreed to acquire JX Nippon’s 45% equity share in, and operatorship of, the UK licence for the Utgard field. 
Statoil inngikk 1. juni en avtale om overtakelse av JX Nippons eierandel på 45 % og operatørskapet for den britiske lisensen for Utgard-feltet.
On conclusion of this transaction Statoil will increase its holding in UK licence P312 to 100%, having previously acquired stakes from First Oil in October 2015 and Talisman Sinopec in December 2015. 
Ved fullføring av denne transaksjonen øker Statoil sin eierandel i den britiske lisens P312 til 100 %, etter tidligere å ha overtatt eierandeler fra First Oil i oktober 2015 og Talisman Sinopec i desember 2015.
Statoil is the operator in NCS licence PL046 with a 62% holding. 
Statoil er operatør for lisens PL046 på norsk sokkel med 62 % eierandel.
Utgard, previously known as Alfa Sentral, is a gas and condensate field spanning the UK-Norway median line. 
Utgard, tidligere kjent som Alfa Sentral, er et gass- og kondensatfelt som strekker seg over delelinjen mellom Storbritannia og Norge.
It is planned to be developed as a tie-back to existing infrastructure on the Norwegian Continental Shelf (NCS) for Sleipner, which Statoil operates. 
Feltet planlegges utbygd med tilknytning til eksisterende infrastruktur på norsk sokkel for Sleipner, der Statoil er operatør.
A final investment decision for Utgard is planned before end-2016 with production start-up in 2020. 
En endelig investeringsbeslutning for Utgard planlegges før utgangen av 2016, med produksjonsstart i 2020.
The Sleipner area 
Sleipner-området
The changes support and are an integral part of the ongoing efficiency work through the STEP (Statoil Technical Efficiency Programme) and OE (Organisational efficiency) programmes. 
Endringene støtter opp under og er en del av det pågående arbeidet gjennom STEP- (Statoil Technical Efficiency Programme) og OE- (Organisational efficiency) -programmene.
The key changes include: 
Blant de viktigste endringene er:
In Development and Production Norway (DPN): Statoil will increase its focus in Mid- and North-Norway by consolidating the operations in one business cluster, Operations North. 
Utvikling og produksjon Norge (UPN): Statoil vil forsterke satsingen i Midt- og Nord-Norge ved å slå sammen aktivitetene i ett felles resultatområde, Drift Nord.
The activities at the various office locations will continue like before, and the management team will be spread on the respective locations. 
Aktivitetene fra de ulike kontorstedene vil fortsette som før, og ledelsen vil være fordelt på de ulike lokasjonene.
The Norwegian Sea and the Barents Sea are two of Statoil’s core regions, with considerable activities and large frontier areas with a long-term potential. 
Norskehavet og Barentshavet er to av Statoils viktigste regioner, med betydelig aktivitet og med store attraktive uutforskede områder med langsiktig potensial.
By combining the expert communities in both regions, the goal is to capture synergies, cost savings, and deepen our position for future business opportunities. 
Ved å slå sammen kompetansemiljøene i begge regioner er målet å ta ut synergieffekter, kostnadsbesparelser og forsterke vårt utgangspunkt for videre satsing.
In Technology, Projects and Drilling (TPD): A merge between today’s TPD TEX (technical excellence) and TPD RDI (Research, development and innovation) into a new Research and Technology unit (TPD R&T) which will integrate «end-to-end» technology development and implementation in Statoil and provide technical expertise and advice in selected areas. 
Teknologi, prosjekter og boring (TPD): Sammenslåing av dagens TPD TEX (technical excellence) og TPD RDI (Research, development and innovation) i en ny Forsknings- og teknologienhet (TPD R&T) som vil integrere komplett teknologiutvikling og -implementering i Statoil og levere teknisk ekspertise og rådgivning innen utvalgte områder.
In addition the project development process will be simplified. 
I tillegg blir prosjektutviklingsprosessen forenklet.
The current project organization will be merged with Field development in Development and Production Norway (DPN), Development and Production International (DPI) and Marketing, Midstream & Processing (MMP) and renamed Project Development (PRD). 
Dagens TPD Prosjekter (PRO) slås sammen med feltutvikling i UPN (Utvikling og produksjon Norge), UPI (Utvikling og produksjon internasjonalt) og MMP (Markedsføring, Midtstrøm & Prosessering) og får navnet Project Development (PRD).
This unit will take on full ownership to the totality of project development. 
Denne enheten får fullt ansvar for leveranse av den samlede prosjektutviklingen.
COO: The Chief Operating officer role will further strengthen safe and efficient operations across Statoil. 
Chief operating officer (COO): Rollen til konserndirektør for drift skal bidra til ytterligere styrking av sikker og effektiv drift på tvers av Statoil.
COO responsibilities will cover safety and security, analysis of operational efficiency, operational improvement projects, management system and operational efficiency. 
COOs ansvar vil dekke sikkerhet og sikring, analyse av driftseffektivitet, driftsforbedringsprosjekter, styringssystem og operasjonell effektivitet.
To fully integrate and further strengthen our work with safe and efficient operations also at the corporate level, Corporate Safety and Security will transfer to the COO organisation 1 August. 
For å fullt ut integrere og forsterke vårt arbeid med sikker og effektiv drift også på konsernnivå vil Konsernsikkerhet og sikring bli overført til COO-organisasjonen 1. august.
"We need to continue our efforts to increase efficiency and reduce costs. 
– Vi må fortsette arbeidet for å øke effektiviteten og redusere kostnader.
Our aim is to become a more cost efficient and fit for the future organisation. 
Vårt mål er å bli en mer kostnadseffektiv organisasjon som er godt forberedt til å møte framtiden.
These changes will support this ambition by reducing organisational complexity, clarifying roles, utilising people resources more efficiently and strengthening line accountability. 
Endringen vil støtte denne ambisjonen gjennom å redusere kompleksitet i organisasjonen, klargjøre roller, utnytte ressursene bedre, samt styrke linjeansvaret.
A pre-requisite is that we will continue to deliver safe and efficient operations, including high-quality support to our assets," says Eldar Sætre, President and CEO of Statoil. 
Det er en forutsetning at vi skal fortsette å levre sikker og effektiv drift, inkludert støtte av høy kvalitet til våre operasjoner, sier Eldar Sætre, konsernsjef i Statoil.
COO Anders Opedal 
COO Anders Opedal
The changes will be fully detailed in the business areas between now and end of October. 
Endringene vil bli utarbeidet i detalj i forretningsområdene fra nå og fram til utgangen av oktober.
The new organisation (where there are structural changes) will be fully operational towards the end of the year. 
Den nye organisasjonen (der det er strukturendringer) vil tre i kraft mot slutten av året.
"Being efficient today is about winning the competition and earning the right to grow and do exciting things tomorrow. 
– Å være effektiv i dag handler om å vinne konkurransen og skape grunnlag for vekst slik at vi kan gjøre spennende ting i framtiden.
This is about changing our work processes, strengthening the commercial intensity of our culture, and fully implementing STEP," says COO Anders Opedal. 
Dette dreier seg om endring av arbeidsprosessene våre, styrking av det kommersielle aspektet i kulturen vår, og full iverksetting av STEP, sier Anders Opedal, konserndirektør for drift (COO).
Eldar Sætre, President and CEO of Statoil. 
Konsernsjef Eldar Sætre
The Facility has a 5-year maturity with two 1-year extension options and will be used for general corporate purposes and as backup for commercial paper programmes. 
Fasiliteten er på 5 års løpetid med to 1-års forlengelsesopsjoner, og vil bli benyttet til å finansiere selskapets aktiviteter generelt, og som back-up for kortsiktige sertifikat låneprogram.
Statoil's existing US$3.0 billion Multicurrency Revolving Credit Facility dated 20 December 2010 will be cancelled as part of the refinancing process. 
Statoil's eksisterende USD 3,0 mrd fasilitet, datert 20. desember 2010, vil bli kansellert som del av refinansierings-prosessen.
Investor relations: Peter Hutton, SVP Investor Relations +44 7881 918792 
Investor relations: Peter Hutton, SVP Investor Relations +44 7881 918792
Finance: Fride Seljevold Methi, VP, Corporate financing, +47 95 99 06 59 
Finance: Fride Seljevold Methi, VP Corporate financing, +47 95 99 06 59
The Facility, which was co-ordinated by Barclays Bank PLC, Deutsche Bank AG and DNB Bank ASA, received unanimous support from the group of existing and new relationship banks invited to participate in the Facility. 
Fasiliteten, som ble koordinert av Barclays Bank PLC, Deutsche Bank AG og DNB Bank ASA, fikk enstemmig tilslutning fra gruppen av eksisterende og Nye relasjonsbanker som var invitert til å delta i fasiliteten.
From the left: Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project (Statoil), minister of labour and social affairs Robert Eriksson and executive vice president jackets Sverre Myklebust (Kværner). 
Fra venstre: Kjetel Digre, direktør for Johan Sverdrup-prosjektutbyggingen (Statoil), arbeids- og sosialminister Robert Eriksson og administrerende direktør Kværner Verdal, Sverre Myklebust.
(Photo: Arne Reidar Mortensen - Statoil) 
(Foto: Arne Reidar Mortensen - Statoil)
Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project. 
Kjetel Digre, direktør for Johan Sverdrup-prosjektutbyggingen.
Production of the first elements on the Johan Sverdrup project has begun. 
Fabrikasjonen av de første byggeklossene til Johan Sverdrup-prosjektet er nå i gang.
On Monday 29 June Kværner metal worker Stian Myrvold Green started up the machine that will cut the steel for the riser platform jacket on the Johan Sverdrup field. 
Mandag 29. juni startet brenneoperatør Stian Myrvold Green hos Kværner, maskinen som skal skjære opp stålet til det som skal bli stålunderstellet til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup-feltet.
“This is a special day. 
– Dette er en spesiell dag.
We’ve been working thoroughly for a long time making the preparations for this exciting and complex project. 
Vi har jobbet lenge og grundig med forberedelsene av et spennende og komplekst prosjekt.
It feels great now that we’ve started construction on one of the biggest industrial projects in Europe,” says senior vice president for the Johan Sverdrup development project, Kjetel Digre. 
Det føles veldig bra at vi nå er i gang med å bygge et av de største industriprosjektene i Europa, sier Kjetel Digre, direktør for Johan Sverdrup-prosjektutbyggingen.
“The steel jacket will also be one of the most complex ever built by the industry. 
– Stålunderstellet vil også bli det mest komplekse som er bygget i industrien.
Not only will we route the land-based power through the jacket, we’ll also be controlling the subsea water injection and exporting the field’s oil and gas from it. 
Gjennom understellet skal vi hente kraft fra land, styre subsea vanninjeksjon og eksportere oljen og gassen som produseres på feltet.
In addition, we’re also preparing to tie in future phases of the Johan Sverdrup field development to the riser platform. 
I tillegg legger vi til rette for å kunne ta inn framtidige faser i Johan Sverdrup-feltutviklingen til stigerørsplattformen.
In building this jacket, we’re in fact making preparations to take in as many as 56 conduits,” Digre says. 
I konstruksjonen til understellet tilrettelegger vi for å kunne ta inn så mye som 56 gjennomføringsrør, sier Digre.
The steel jacket for the riser platform will be transported and installed on the Johan Sverdrup field in 2017. 
Stålunderstellet til stigerørsplattformen skal transporteres og installeres på Johan Sverdrup-feltet i 2017.
Due to its size, the jacket will be shipped out to the field on the biggest barge in the world for this type of transport, Heeremas H-851. 
På grunn av størrelsen, vil stålunderstellet bli fraktet til feltet på den største lekteren for denne typen transport i verden, Heeremas H-851.
In order to receive the 260 metre-long barge, the quay at Kværner Verdal is being upgraded. 
For å kunne ta i mot den 260 meter lange lekteren, må kaien på Kværner Verdal oppgraderes.
The steel jacket is not the only Johan Sverdrup element currently under construction. 
Stålunderstellet er ikke den eneste brikken på Johan Sverdrup som er under bygging.
The 246-tonne template for the wells, to be pre-drilled on the field from March 2016, is being produced at Vlissingen in The Netherlands. 
Den 246 tonn tunge bunnrammen til brønnene som skal forbores på feltet fra mars 2016, er under bygging i Vlissingen i Holland.
The well template will be installed on the field in the course of the summer/autumn 2015. 
Bunnrammen skal installeres på feltet i løpet av sommeren/høsten 2015.
The partnership has recommended that Statoil be operator for all the field’s phases. 
Partnerskapet har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltet.
Work on the steel jacket for the Johan Sverdrup field's riser platform has started. 
Arbeidet med stålunderstellet til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup-feltet er i gang ved Aker Kværner i Verdal.
(Photo: Ole Jørgen Bratland - Statoil) 
(Foto: Ole Jørgen Bratland - Statoil)
Phase 1 of the development is expected to add 18 million barrels of oil equivalent, and will help increase the resilience of the area for continued operation of the Gullfaks platforms in the North Sea. 
Fase 1 av utvinningen er forventet å gi 18 millioner fat oljeekvivalenter, og vil bidra til en robustgjøring for videre drift av Gullfaks-plattformene i Nordsjøen.
“Targeted efforts are underway to cut costs and increase the profitability of our projects. 
– Vi jobber målrettet for å redusere kostnadene og øke lønnsomheten i våre prosjekter.
The development concept is based on reuse of existing wells (a total of 15) from the Gullfaks platforms, and will not require any new infrastructure. 
Utvinningsløsningen er basert på gjenbruk av eksisterende brønner (totalt 15) fra Gullfaks-plattformene og innebærer ingen ny infrastruktur.
The profitability of the project will thus be very good. 
Dette gir svært god lønnsomhet i prosjektet.
Shetland/Lista has been producing under a test production licence since 2013. 
Shetland/Lista har siden 2013 vært produsert under en prøveproduksjonstillatelse.
The submitted plan defines the more long-term development of these resources. 
Nå leveres en plan for en mer langsiktig utvikling av disse ressursene.
This, however, is only the first phase of the development, which involves depressurisation down to bubble point pressure in the reservoir. 
Dette er imidlertid bare første fase av utviklingen.
Kjetil Hove, senior vice president for Operations West, Development and production Norway. 
Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og produksjon Norge.
“Gullfaks has been a unique industrial venture. 
– Gullfaks har vært et enestående industrieventyr.
Since first oil in December 1986 the field has produced more than 2.56 billion barrels of oil and exported more than 70 billion standard cubic metres (sm3) of gas,” says Kjetil Hove, senior vice president for Operations West, Development and production Norway. 
Siden oppstarten i desember 1986 har feltet produsert mer enn 2,56 milliarder fat olje og eksportert over 70 milliarder standard kubikkmeter (sm3) gass, sier Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og produksjon Norge.
“The current recovery rate on the main Gullfaks field is 59 percent, and with a productive life towards 2036 our aim is to further increase this rate,” Hove says. 
– Nåværende utvinningsgrad på Gullfaks hovedfelt er 59 prosent, og med en levetid mot 2036 skal vi jobbe for å øke utvinningsgraden enda mer, understreker Hove.
Shetland/Lista will add new valuable barrels. 
Shetland/Lista vil bidra med nye verdifulle fat.
Investment costs are estimated at some NOK 900 million. 
Investeringskostnadene er estimert til om lag 900 millioner kroner.
Statoil continues its efforts to realise the next phase based on pressure maintenance. 
Statoil jobber videre for å realisere neste fase basert på trykkvedlikehold.
This is expected to significantly improve the recovery rate for Shetland/Lista. 
Dette antas å kunne gi en vesentlig økning i utvinningsgraden for Shetland/Lista.
The Shetland Group and Lista Formation have with different properties compared with the deeper deposits of the Brent Group, where the main Gullfaks reservoirs are located. 
Shetland-gruppen og Lista-formasjonen har ulike egenskaper enn de dypereliggende formasjonene i Brent-gruppen, hvor hoved-reservoarene på Gullfaks ligger.
The producing interval in Shetland/Lista consists of thin limestone beds that are fractured and thus contribute to good productivity. 
Det produserende intervallet i Shetland/Lista består av tynne kalksteinlag som er oppsprukket og dermed bidrar til en god produktivitet.
Indications of hydrocarbons in the Shetland Group/Lista Formation have long been known. 
Indikasjoner på hydrokarboner i Shetland-gruppen/Lista-formasjonen i Gullfaks-lisensen har vært kjent lenge.
Good productivity was initially established in December 2012 and has been confirmed through perforation in another three existing Gullfaks wells. 
God produktivitet ble første gang påvist i desember 2012 og er bekreftet gjennom perforeringer i ytterligere tre eksisterende Gullfaks-brønner.
This has warranted commercial development of the play. 
Dette har gitt grunnlag for en kommersiell utvikling av forekomsten.
Ivar Aasheim, head of field development on the Norwegian continental shelf, submitting the amendment to the PDO for the Gullfaks licence to Minister of Petroleum and Energy, Tord Lien, on 30 June. 
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel, overleverte tillegg til PUD for Gullfaks-lisensen til olje- og energiminister Tord Lien i dag, 30. juni.
This has now been repaired. 
Skaden har blitt utbedret.
The Statfjord C platform is also due to resume production today, 4 June, after a planned turnaround. 
Også Statfjord C-plattformen gjenopptar produksjonen fredag etter en planlagt revisjonsstans.
Aker Solutions has previously been awarded the contract for engineering work and purchase of equipment packages for the two aforementioned topsides. 
Aker Solutions er tidligere tildelt ingeniørarbeid og innkjøp av utstyrspakker for de to nevnte dekkene.
The function of the processing platform, which weighs approx. 26,000 tonnes, is to ensure oil stabilisation as well as processing into rich gas. 
26.000 tonn, har som funksjon å sørge for stabilisering av oljen samt prosessering til rik gass.
The power cable from onshore also ends on this platform, where the current is transformed from direct current into alternating current for further distribution to the field centre. 
I tillegg ender strømkabelen fra land på denne plattformen hvor strømmen transformeres fra likestrøm til vekselstrøm for deretter å distribueres på feltsenteret.
The topsides will be fabricated at the Samsung’s shipyard in South Korea. 
Plattformdekket skal fabrikkeres ved Samsungs verft i Sør-Korea.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, projects and drilling at Statoil. 
Margareth Øvrum, konserndirektør Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
“Johan Sverdrup is a large puzzle in which many suppliers must deliver with precision, quality and on time in order for us to start production towards the end of 2019, and this contract is yet another important milestone for the Johan Sverdrup project. 
– Johan Sverdrup er et stort puslespill hvor mange leverandører må levere med presisjon, på tid og kvalitet for at vi skal starte produksjon mot slutten av 2019 og denne kontrakten er nok en viktig milepæl for Johan Sverdrup-prosjektet.
Samsung has extensive experience in manufacturing such installations and we already have a good partnership with the supplier. 
Samsung har lang erfaring i fabrikasjon av slike installasjoner, og vi har allerede et godt samarbeid med leverandøren.
They have provided a competitive bid in a tough international competition,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling at Statoil. 
De har levert et konkurransedyktig tilbud i en tøff internasjonal konkurranse, sier Margareth Øvrum, konserndirektør Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
With this latest award, all contracts for the four topsides have been awarded. 
Med dette er alle kontraktene for de fire plattformdekkene tildelt.
The topsides for the drilling platform and the accommodation platform have already been awarded to Aibel (EPC) and Kværner Stord (EPC). 
Dekkene til boreplattformen og boligplattformen har som kjent allerede gått til henholdsvis Aibel (EPC) og Kværner Stord (EPC).
In addition, 65% of the equipment packages have been awarded to suppliers with Norwegian billing addresses. 
I tillegg har 65 prosent av utstyrspakkene hittil gått til leverandører med norske fakturaadresser.
Øivind Reinertsen, senior vice president for Johan Sverdrup. 
Øivind Reinertsen direktør for Johan Sverdrup-feltet.
(Photo: Ole Jørgen Bratland/Statoil) 
(Foto: Ole Jørgen Bratland)
We have now assigned a broad and strong team in the supply industry to construct the topsides for the four platforms. 
Vi har nå fått på plass et bredt og solid team i leverandørindustrien på å bygge dekkene til de fire plattformene.
This provides an optimal basis for quality project deliveries on time and cost, says Øivind Reinertsen, senior vice president for Johan Sverdrup. 
Det gir de beste forutsetningene til å levere prosjektet på kvalitet, på tid og på kost, sier Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup feltutvikling.
Facts Johan Sverdrup 
Fakta om Johan Sverdrup
The development concept for Johan Sverdrup phase 1 will consist of four installations, including a utility and accommodation platform, a processing platform, a drilling platform and a riser platform, in addition to three subsea templates for water injection. 
Johan Sverdrups første fase skal bygges ut med fire installasjoner som inkluderer en utstyr- og boligplattform, en prosessplattform, en boreplattform og en stigerørsplattform, samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The project aims at a recovery rate of 70% for Johan Sverdrup. 
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 % for Johan Sverdrup.
Overall main contracts at a value of more than NOK 27 billion and more than 45 equipment package contracts at a value of NOK 3.5 billion have been awarded to suppliers with Norwegian invoice addresses. 
Totalt har hovedkontrakter til en verdi av over 27 milliarder kroner og mer enn 45 utstyrspakke kontrakter til en verdi 3,5 milliarder kroner gått til leverandører med norsk fakturaadresse.
The contract is a fabrication contract (FC) for the topsides for the processing and riser platforms. 
Kontrakten er en fabrikasjonskontrakt (FC) av dekkene til prosess- og stigerørsplattformen.
(Photo: Trond Sigvaldsen - Statoil) 
(Foto: Trond Sigvaldsen - Statoil)
The suspension will take effect once Scarabeo 5 has completed drilling of a well on the Kristin field in the middle of August, and will last until 1 March 2016. 
Suspensjonen vil tre i kraft etter at Scarabeo 5 har boret ferdig en brønn på Kristin-feltet i midten av august, og vare fram til 1. mars 2016.
The Scarabeo 5 drilling rig. 
Boreriggen Scarabeo 5.
The compressors were installed at the end of June. 
Kompressorene ble installert i slutten av juni.
The project has now entered the last phase, testing and preparing for hand-over and start-up in the last quarter of this year. 
Prosjektet går nå inn i siste fase med uttesting og klargjøring for overlevering og oppstart i siste kvartal i år.
Testing of the complete compressor station still remains, but this work is underway and the project is on schedule. 
Fortsatt gjenstår arbeid med testing av den komplette kompressorstasjonen, men arbeidet er godt i gang og prosjektet er på plan.