natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statoil’s strategy focuses on safety, high value creation and low carbon. 
Statoils strategi legger vekt på sikkerhet, høy verdiskapning og lave karbonutslipp.
And with ambitious goals both within climate and digitalisation it was necessary to update the company’s technology strategy. 
Og med ambisiøse mål både innen klima og digitalisering har det vært nødvendig å oppdatere selskapets teknologistrategi.
The strategy focuses on five technology directions: 
Den har fem satsningsområder for teknologiutvikling:
Discover and develop frontier and deepwater areas 
Leting og utvikling av nye og dypvanns områder
Unlock low-recovery reservoirs 
Økt utvinning fra utfordrende reservoarer
Develop renewable energy opportunities 
Muligheter innen fornybar energi
All directions build on digitalisation, innovation and multidisciplinary solutions. 
Alle områdene bygger på digitalisering, innovasjon og tverrfaglige løsninger.
“We increase our focus on technology to reduce carbon emissions and build a strong position within renewable energy. 
– Vi øker vår satsing på teknologi for å redusere karbonutslipp og for å bygge en sterk posisjon innen fornybar energi.
In 2020, Statoil will spend 25% of its research funds on CO2 reductions and new energy solutions. 
I 2020 skal 25 % av Statoils forskningsmidler gå til reduserte utslipp og nye energiløsninger.
In order to reduce emissions from oil and gas activities, efforts are being made to develop electrification technologies, reduce emissions from turbines offshore and reduce energy consumption for new fields. 
For å få ned utslipp fra olje og gassvirksomheten jobbes det med teknologier for elektrifisering, lavere utslipp fra turbiner offshore og redusert energibruk for nye felt.
This year’s research budget totals NOK 2.6 billion. 
Forskningsbudsjettet i år er på 2,6 milliarder kroner.
Our goal is to spend around 50% of the budget externally. 
Målet er å bruke rundt 50% av disse midlene eksternt.
First automated drilling in the world 
Automatisert boring for første gang i verden
The automated drilling technology is digitalisation and innovation in practice. 
Teknologien automatisk boring er digitalisering og innovasjon i praksis.
For more than 10 years Statoil has collaborated with research institutions and the supplier industry on developing this technology, which may radically improve safety and efficiency of drilling operations. 
I over ti år har Statoil samarbeidet med forskningsinstitutter og leverandørindustri for å utvikle denne teknologien som radikalt kan styrke sikkerheten og effektiviteten i boreoperasjoner.
Automated drilling has the potential to drill wells up to 15-20% faster by 2020. 
Automatisert boring har et potensial til å gjøre boring av brønner opptil 15-20% raskere innen 2020.
The technology is now being applied for the first time in the world on a mobile rig during Statoil’s exploration campaign in the Barents Sea. 
Nå brukes teknologien for første gang i verden på en flytende rigg under Statoils letekampanje i Barentshavet.
The Research Council of Norway has supported this technology development for a long time, and DEMO2000 funds from last year’s allocation was essential to start using the technology this year. 
Forskningsrådet har støttet dette teknologiløftet over lengre tid, og DEMO2000-midler i fjorårets utdeling ble helt avgjørende for første bruk i år.
We have only seen the beginning of the innovation opportunities offered by digitalisation. 
Vi har bare har sett begynnelsen på de innovasjonsmuligheter digitalisering gir oss.
Just think of the possibilities if artificial intelligence can analyse all our seismic data,” Kvalheim says. 
Bare tenk på mulighetene hvis kunstig intelligens kan analysere all vår seismiske data, sier Kvalheim.
Technology to shape the future of energy 
Technology to shape the future of energy
He was a passenger on the helicopter en route from Gullfaks B to Bergen which crashed outside Turøy in Fjell municipality. 
Han var passasjer på helikopteret som var på vei fra Gullfaks B til Bergen og som styrtet utenfor Turøy i Fjell kommune.
Ole Magnar Kvamme (born 1955) was educated as an electrical engineer. 
Ole Magnar Kvamme (født 1955) var utdannet elektrisk installatør.
Ole Magnar Kvamme is survived by three adult children and two grandchildren. 
Ole Magnar Kvamme etterlater seg tre voksne barn og to barnebarn.
“Our thoughts are first and foremost with Ole Magnar Kvamme’s family and close friends, who have lost their loved one in this terrible tragedy,” says chief executive Eldar Sætre. 
– Våre tanker går først og fremst til Ole Magnar Kvammes familie og nære venner, som har mistet en av sine kjære i denne forferdelige ulykken, sier Statoils konsernsjef Eldar Sætre.
Ole Magnar Kvamme 
Ole Magnar Kvamme
Lyder Martin Telle (Aker Solutions) 
Lyder Martin Telle (Aker Solutions)
Michele Vimercati (CHC) 
Michele Vimercati (CHC)
Olav Bastiansen (CHC) 
Olav Bastiansen (CHC)
Iain Stuart (Halliburton) 
Iain Stuart (Halliburton)
Behnam Ahmadi (Halliburton) 
Behnam Ahmadi (Halliburton)
Otto Mikal Vasstveit (Halliburton) 
Otto Mikal Vasstveit (Halliburton)
Tommas Helland (Halliburton) 
Tommas Helland (Halliburton)
Kjetil Wathne (Karsten Moholt AS) 
Kjetil Wathne (Karsten Moholt AS)
Espen Samuelsen (Welltec Norway) 
Espen Samuelsen (Welltec Norway)
Silje Ye Rim Veivåg Kroghsæter (Schlumberger) 
Silje Ye Rim Veivåg Kroghsæter (Schlumberger)
The tragedy will be marked across Statoil Monday 2 May at 13:00 CET with a minute's silence, and flags will be flown at half-mast all day. 
Tragedien vil mandag 2. mai bli markert med flagging på halv stang hele dagen og ett minutts stillhet ved alle Statoils kontorer over hele verden klokken 13:00 CET.
“It’s great kicking off the new year with a discovery,” says Jez Averty, senior vice president for exploration in Norway and the UK. 
– Det er godt å starte året med et funn, sier Jez Averty, Statoils letedirektør for norsk og britisk sokkel.
The drilling of the Cape Vulture exploration well started in early December 2016. 
Leteboringen i brønnen Cape Vulture ble påbegynt tidlig i desember i 2016.
The well was drilled in the license 128 as a result of the award of license 128D in the APA round in 2015 (Award in Predefined Areas). 
Brønnen ble boret utvinningstillatelse 128, og er et resultat av tildeling av lisens 128D i TFO-runden i 2015 (Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder).
The drilling of the well is the result of the development of a new exploration concept for the Nordland Ridge. 
Boringen i dette prospektet kommer som et resultat av utviklingen av et nytt letekonsept for Nordlandsryggen.
“We make this discovery one year after the announcement of the licence award at the 2016 Sandefjord conference. 
– Det er temmelig nøyaktig ett år siden tildelingen av Cape Vulture-lisensen ble offentliggjort under Sandefjordkonferansen i 2016.
We are satisfied with already completing the well and happy to be able to announce Cape Vulture as a commercial discovery. 
Vi er fornøyd med at vi allerede har fullført letebrønnen og glade for å kunne annonsere Cape Vulture som et drivverdig funn.
This shows the importance of new acreage, demonstrates our ability to quickly test new opportunities, and emphasises that looking at mature areas in new ways may pay off,” Averty adds. 
Dette viser hvor viktig nytt areal er, det demonstrerer vår evne til raskt å teste nye muligheter og understreker hvordan nye ideer i modne områder på kan gi gode resultater, sier Jez Averty.
The Cape Vulture discovery opens up for further exploration opportunities in the area. 
Cape Vulture-funnet åpner for ytterligere letemuligheter i området.
Statoil will now analyse the results in detail, and identify any new exploration targets in the area. 
Statoil vil nå analysere resultatene i detalj og konkretisere eventuelle nye letemål i området.
Recoverable reserves are initially estimated at between 20 and 80 million barrels of recoverable oil equivalents and plans for further appraisal of the discovery will be made. 
Funnet er foreløpig beregnet til å være mellom 20 og 80 millioner fat oljeekvivalenter og det vil bli lagt planer for en videre avgrensning av funnet.
Located north-west of Norne, a tie-back of the discovery to the FPSO at the Norne field will be considered. 
Funnet ligger nordvest for Norne og vil bli vurdert for en utbygging som en tilknytning til produksjonsskipet på Norne-feltet.
“We are very pleased with this discovery”, says Siri Kindem, Statoil’s senior vice president for Operations North. 
– Vi er veldig glade for dette funnet, sier Siri Kindem, direktør for Statoil i Nord-Norge.
Jez Averty, senior vice president for exploration in Norway and the UK. 
Jez Averty, Statoils letedirektør for norsk og britisk sokkel.
Siri Kindem, Statoil’s senior vice president for Operations North. 
Siri Kindem, direktør for Statoil i Nord-Norge.
“Norne is already a much greater success than we expected when the field was discovered. 
– Norne er allerede en suksess langt utover det man forventet seg da feltet ble funnet.
It has been the backbone of our ventures in the north from the very beginning and discoveries such Cape Vulture contribute to Norne’s long life, and to maintaining activities in the Norwegian Sea,” Kindem adds. 
Norne har vært ryggraden i vår satsning i nord fra begynnelsen og funn som Cape Vulture bidrar til ytterligere forlengelse av driftsperioden og til å opprettholde aktiviteten i Norskehavet, fortsetter Kindem.
“Statoil has a 40-year presence in the north, and we continue to be the driving force in the oil and gas industry here,” Kindem says. 
– Statoil har vært 40 år i nord og vi fortsetter å være drivkraften i olje- og gassindustrien her, sier Kindem.
Statoil is the operator of license 128 and 128D with a 64 % share, Petoro holds a 24.5 % share and ENI a 11.5 % share. 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 128D er Statoil (operatør, 64% andel), Petoro (24,5 % andel) og Eni Norge (11,5 % andel).
For further information, please contact: Media: Morten Eek, +47 416 89 515 Investor relations: Anca Jalba, +47 410 87 988 
For ytterligere informasjon, ta kontakt med: Media: Morten Eek, 41689515 Investor relations: Anca Jalba, 41087988
Facts about the Norne field 
Fakta om Norne-feltet
Oil and gas field in the Norwegian Sea. 
Olje - og gassfelt i Norskehavet.
Licence awarded in 1986, first discovery made in 1992 and first oil from Norne on 6 November 1997. 
Lisensen tildelt i 1986, første funn gjort i 1992 og produksjonsstart Norne fra 6. november 1997.
Includes blocks 6608/10 and 6608/11. 
Omfatter blokkene 6608/10 og 6608/11.
Productive life originally planned until 2014, the field has later been developed with additional resources. 
Opprinnelig planlagt produksjon var fram til 2014, siden er feltet utviklet med tilleggsressurser.
The current ambition is to maintain operations at Norne until 2030. 
Ambisjon i dag er drift på Norne til 2030.
More than 625 million barrels produced at a value of some NOK 500 billion (2016). 
Mer enn 625 millioner fat produsert til verdi omkring 500 milliarder kroner (2016).
The field development concept includes subsea templates tied back to a floating production, storage and offloading vessel (FPSO). 
Feltet er bygd ut med et produksjons- og lagerskip tilknyttet brønnrammer på havbunnen.
Risers and umbilicals are also connected to the turret. 
Stigerør og kontrollkabler er også knyttet til denne.
The vessel features a processing plant on deck and oil storage tanks. 
Skipet har prosessanlegg på dekk og lagertanker for olje.
The Norne field is located at a water depth of 380 metres. 
Havdybden på Norne-feltet er 380 meter.
Natural gas exports from Norne started in 2001. 
Gasseksport fra Norne startet i 2001.
The gas travels through the Norne gas export pipeline and the Åsgard transport trunk line via Kårstø north of Stavanger to continental Europe. 
Gassen transporteres gjennom rørsystemene Norne gasseksport og Åsgard transport via Kårstø i Nord-Rogaland til kontinentet.
The distance from the field to the landfall at Dornum in Germany is more than 1,400 kilometres. 
Fra feltet til ilandføringsstedet i Dornum i Tyskland er det mer enn 1400 kilometer.
Map - Cape Vulture exploration well JPG 865 KB 
Kart over Cape Vulture-brønnen JPG 865 KB
The Njord A platform arrived at Kværner Stord on Thursday 25 August. 
Njord A ankom Kværner Stord torsdag 25. august.
The platform will now be reinforced and renovated for production beyond 2030. 
Nå skal plattformen forsterkes og pusses opp slik at den kan produsere forbi 2030.
Oil and gas production on Njord should in fact have ceased a long time ago. 
Olje- og gassproduksjonen på Njord skulle faktisk vært over for lenge siden.
When the field was developed, it was scheduled for production until 2013. 
Da feltet ble bygget ut var planen å produsere til 2013.
Snorre Grande, project director for the Njord Future project. 
Snorre Grande, prosjektdirektør for Njord Future
“We have been able to recover more of the reserves than originally expected, and following new discoveries and the Snilehorn development, field production will continue for at least ten more years. 
– Vi har klart å ta ut mer av reservene enn først antatt på feltet, og etter nye funn og utviklingen av Snilehorn kan driften fortsette i minst ti år til.
This is a big and important project and Statoil is working closely with the partners and suppliers to succeed,” says Snorre Grande, project director for the Njord Future project. 
Dette er et stort og viktig prosjekt og Statoil jobber tett med partnere og leverandører for at vi skal lykkes, sier Snorre Grande, prosjektdirektør for Njord Future.
Scheduled for tie-in to Njord, the Snilehorn discovery contains 66 million barrels. 
I Snilehorn, funnet som nå er planlagt knyttet opp til Njord, er det ytterligere 66 millioner fat.
These two fields combined will provide more recoverable resources than the Gina Krog field, which is currently under development on the Norwegian continental shelf. 
Til sammen gir dette mer utvinnbare ressurser enn i Gina Krog-feltet, som nå er under bygging på norsk sokkel.
To enable Njord A to receive these resources, the hull must first of all be reinforced. 
For at disse ressursene skal kunne hentes opp på Njord A, må først og fremst skroget forsterkes.
Extensive renovation on board the platform will also be made. 
I tillegg skal det gjennomføres et omfattende oppussingsarbeid om bord på plattformen.
A total of 167 million barrels of oil and 41 billion standard cubic metres of gas have been produced since the start-up almost 20 years ago. 
167 millioner fat olje og 41 milliarder standard kubikkmeter gass er produsert siden starten for snart 20 år siden.
In April this year Kværner Stord was awarded the framework contract for renovation of the platform and pre-engineering will continue throughout this year. 
Kværner Stord ble i april i år tildelt rammekontrakt for oppgraderingen av plattformen og forprosjekteringen vil vare ut året.
The framework contract also includes an option for the platform renovation work. 
Rammekontrakten inneholder også opsjon for å utføre oppgraderingsarbeidet på plattformen.
From left: Harald Julian Mevåg, Medic, Knut Alvheim, project manager marine operations, Jan Arendal, platform manager, Johan Anthoniussen, technical manager towing operation, Trond Olav Groven, rig positioning, Kjetil Bragstad, rig move. 
Fra venstre: Harald Julian Mevåg, Medic, Knut Alvheim, prosjektleder marine operasjoner, Jan Arendal, plattformsjef, Johan Anthoniussen, teknisk leder slep, Trond Olav Groven, riggposisjonering, Kjetil Bragstad, riggflytt.
(Photo: Johan Anthoniussen/Statoil) 
(Foto: Johan Anthoniussen/Statoil)
“We have been preparing the platform on the field since March. 
– Vi har jobbet med klargjøring av plattformen på feltet siden mars.
Marine operations have been carried out safely and successfully, and well within the planned execution period. 
De marine operasjonene har blitt gjennomført på en sikker og god måte, samt godt innenfor planlagt gjennomføringstid.
It has been great to take part in the Njord A platform’s voyage to Klosterfjorden, where Kværner is now taking over,” says Knut Lorang Alvheim, project manager for marine operations on board Njord A. 
Det har vært flott å være med på Njord A-plattformens reise inn til Klosterfjorden hvor Kværner nå overtar stafettpinnen, sier Knut Lorang Alvheim, prosjektleder for marine operasjoner om bord på Njord A.
The Njord Bravo storage vessel arrived at Umoe Sterkoder in July. 
Lagerskipet Njord Bravo kom til Umoe Sterkoder i juli.
Extensive work is currently being made to examine the vessel’s condition closely. 
Det foregår nå et omfattende arbeid for å skaffe en så grundig oversikt som mulig over skipets tilstand.
A decision will be made this year whether it is possible to extend the life of the storage vessel or we need to construct a new vessel. 
Beslutningen om det er mulig å forlenge levetiden til lagerskipet eller om det er nødvendig å bygge nytt, skal etter planen tas i løpet av året.
Media contact: Morten Eek, meek@statoil.com, +47 416 89 515 
Media kontakt: Morten Eek, meek@statoil.com, +47 416 89 515
About the Njord field 
Fakta om Njord-feltet
Discovered in 1986, production start in 1997 
Funnet i 1986, startet produksjon i 1997
Located in the Norwegian Sea, 130 kilometres northwest of Kristiansund and 30 kilometres west of the Draugen field 
Ligger i Norskehavet, 130 kilometer nordvest for Kristiansund og 30 kilometer vest for Draugenfeltet.
Water depth is 330 metres 
Vanndybde 330 meter.
Producing oil and gas 
Produserer olje og gass
Expected recovery is now 333 million barrels of oil equivalent (boe), a considerable increase from the 200 million boe anticipated in the PDO 
Forventet utvinning er nå 333 millioner fat oljeekvivalenter, en betydelig økning fra 200 millioner fat oljeekvivalenter antatt i PUD
Development comprises a floating steel platform (Njord A) and a storage vessel (Njord Bravo) 
Bygget ut med flytende stålplattform (Njord A) og lagringsskip (Njord Bravo)
Njord partners: Engie E&P Norge 40%, Dea E&P Norge 30%, Statoil (operatør) 20%, Faroe Petroleum Norge 7,5% and VNG Norge 2,5% 
Partnerne i Njord: Engie E&P Norge 40%, Dea E&P Norge 30%, Statoil (operatør) 20%, Faroe Petroleum Norge 7,5% og VNG Norge 2,5%
Photos 
Foto
Click the photos for larger versions - or use the download buttons 
Klikk på bildene for å se større versjoner - eller bruk knappene for nedlasting
Photo: Johan Anthoniussen/Statoil 
Photo: Johan Anthoniussen/Statoil
Download JPG 4 MB 
Download JPG 4 MB
Photo: Johan Anthoniussen/ Statoil 
Photo: Johan Anthoniussen/ Statoil
Photo: Thomas Sola/Statoil 
Photo: Thomas Sola/Statoil
Download JPG 8 MB 
Download JPG 8 MB
Download JPG 9 MB 
Download JPG 9 MB
Download JPG 6 MB 
Download JPG 6 MB
Download drone recording (large file) 
Last ned droneopptak (stor fil)
Stock shots 
Stock shots
The decision was presented at a meeting with employee representatives on Friday 11 March. 
Avgjørelsen ble presentert i et møte med tillitsvalgte fredag 11. mars.
“Our industry is currently facing a very demanding situation. 
– Hele vår industri er for tiden i en meget krevende situasjon.
Substantial, lasting cost reductions are therefore needed. 
Derfor er det nødvendig med vesentlige og varige kostnadsreduksjoner.
CFO Hans Jakob Hegge 
Hans Jakob Hegge, konserndirektør, Økonomi og Finans.
In November 2015 the company started investigating the basis for a business centre outside Norway to cut costs. 
I november 2015 startet selskapet utredningen av grunnlaget for et business-senter utenfor Norge for å spare kostnader.
Selected services within business support and procurement were in scope for this centre. 
Det var utvalgte tjenester innenfor områdene fellestjenester og anskaffelser som var aktuelle for senteret.
The considered number of employees was around 180, approximately half of them internal positions. 
Bemanningsnivået som ble vurdert var 180 stillinger, hvorav halvparten ville vært interne stillinger.
“The evaluations have been thorough, and after an overall evaluation we choose not to progress this work. 
– Utredningen har vært grundig, og etter en helhetsvurdering velger vi ikke å gå videre med dette arbeidet.
We must therefore identify other measures to reduce the level of costs. 
Det betyr at vi må identifisere andre tiltak for å redusere kostnadsnivået.
Management and employee representatives share a common goal of strengthening the company’s competitiveness and profitability,” says Hegge. 
Ledelsen og de tillitsvalgte har en felles målsetting om å styrke selskapets konkurransekraft og verdiskaping, sier Hegge.
That involves replacing the lining of one of the two carbon dioxide recovery columns on the platform, reports Arne Cock, field manager for the Sleipner area. 
Innmaten i én av de to CO2-gjenvinningstankene på Sleipner T-plattformen skal byttes ut, opplyser Arne Cock, feltsjef på Sleipner.
"This is an extensive job, but a step in the right direction," says Mr Cock. 
"Det er en omfattende jobb, men et skritt i riktig retning," sier Cock.
Normal output from this installation is 20.5 million standard cubic metres of gas per day. 
Sleipner T produserer normalt 20,5 millioner standard kubikkmeter gass i døgnet.
Sleipner West has been on stream since 1996. 
Feltet har vært i drift siden 1996.
Further reductions are being sought in the carbon dioxide content of gas from Statoil's Sleipner West field in the North Sea. 
Statoil arbeider for å kutte innholdet av karbondioksid (CO2) i Sleipner-gassen ytterligere.
“We have all the time pointed out the high level of geological uncertainty related to Korpfjell. 
– Vi har hele tiden påpekt den store geologiske usikkerheten knyttet til Korpfjell.
“Korpfjell is a structure of a size seldom seen on the Norwegian Continental Shelf and has attracted much interest, and the results of the first well in this frontier area of the Barents Sea have triggered broad and strong expectations. 
– Korpfjell er en sjeldent stor struktur på norsk sokkel og har vært omfattet av stor interesse.
For this reason, it has been important to us to complete this drilling,” says Jez Averty, Statoil’s head of exploration in Norway and the UK. 
Det har derfor vært viktig for oss å få gjennomført denne boringen, sier Jez Averty, Statoils letedirektør i Norge og UK.
The main purpose of the well was to prove whether there was any oil in the large geological structure on Korpfjell. 
Hovedmålet med brønnen var å påvise om det fantes olje i den store geologiske strukturen på Korpfjell.
The drilling has only proven small gas volumes. 
Boringen har bare påvist små gassvolumer.
The gas discovery is estimated to contain 40-75 million barrels of recoverable oil equivalents (6-12 billion standard cubic metres of gas), but the volume is not large enough for a commercial development. 
Gassfunnet er anslått til mellom 40 og 75 millioner fat oljeekvivalenter (6-12 milliarder standardkubikkmeter med gass), men volumet er ikke stort nok til å være mulig å utbygge på en lønnsom måte.
The gas was proven in the well’s main target. 
Gassen ble påvist i brønnens hovedmål.
Statoil and its licence partners will now start analysing the well data acquired. 
Statoil og partnerne i utvinningstillatelsen vil nå analysere innsamlede data fra brønnen.
“The results are of course disappointing, but it is too early to draw any conclusions on how this will impact the Barents Sea southeast area,” says Averty. 
– Resultatet er selvsagt skuffende, men det er alt for tidlig å trekke konklusjoner om hva dette betyr for potensialet i Barentshavet sørøst, sier Averty.
Jez Averty, Statoil’s head of exploration in Norway and the UK. 
Jez Averty, Statoils letedirektør i Norge og UK.
“It is important to remember that you rarely succeed on the first try in a frontier area. 
– Det er viktig å huske på at man sjelden treffer på første forsøk i et helt nytt område.
Thirty-three wells were drilled before the first commercial discovery was made in the Norwegian section of the North Sea. 
Det ble boret 33 brønner før man gjorde det første kommersielle funnet i norsk del av Nordsjøen.
Even if we have learned a lot since 1969, we do not expect the first exploration well to give all the answers. 
Selv om vi har lært mye siden 1969, er leting slik at vi ikke kan forvente at den første brønnen gir alle svarene.